PRODUÇÃO COMBUSTÍVEIS FÓSSEIS

Transcrição

Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. Estudo de Baixo Carbono para o Brasil
Emissões da Produção dos Combustíveis Fósseis
Tema N
Relatório Técnico
Equipe Técnica: COPPE – UFRJ Roberto Schaeffer Alexandre Szklo David Castelo Branco Bruno Soares Moreira Cesar Borba Gabriel Gomes Diego Malagueta Isabella Costa 2010
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. Índice
INTRODUÇÃO
4 1.1. 1.2. 4 5 Refino de petróleo
GTL
PARTE 2 - METODOLOGIA
9 2.1. Refino
2.1.1. Refino existente
2.1.2. Refino novo
2.2. GTL
9 11 13 17 PARTE 3 - CENÁRIO DE REFERÊNCIA
19 3.1. Refino
3.1.1. Cálculo das emissões de CO2
3.2. Refino novo
3.3. GTL
19 20 23 28 PARTE 4 - OPÇÕES DE MITIGAÇÃO E/OU SEQÜESTRO
29 4.1. Opções de mitigação no refino
29 4.1.1. Integração energética e recuperação de calor
29 4.1.2. Controle de incrustações
31 4.1.3. Sistemas avançados de controle de processo
32 4.1.4. Exemplo de Estimativa de Custos Marginais de Abatimento das Tecnologias Comerciais
conforme diferentes cenários de preço de petróleo
32 4.1.5. Quantificação do potencial bruto de mitigação e dos custos marginais de abatimento
associados 33 4.1.6. Barreiras e medidas
37 4.2. Opções de mitigação via GTL embarcado
40 4.2.1. Exemplo de aplicação da metodologia para um módulo (1000 barris por dia) conforme
premissa de preço de robustez da Petrobras
43 4.2.2. Análise de sensibilidade do exemplo aplicado ao preço de robustez da Petrobras
49 4.2.3. Quantificação do potencial bruto de mitigação e dos custos marginais de abatimento
associados 54 4.2.4. Barreiras e medidas
54 PARTE 5 - SÍNTESE DO MIX AJUSTADO DE OPÇÕES DE MITIGAÇÃO OU
SEQÜESTRO PROPOSTAS PARA O CENÁRIO DE BAIXO CARBONO
(POTENCIAL AJUSTADO/ LÍQUIDO) 58 5.1. 5.2. 58 66 Refino
GTL
PARTE 6 - TABELA DE SÍNTESE GERAL DAS OPÇÕES PROPOSTAS
69 PARTE 7 - REFERÊNCIAS
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. PARTE 8 - ANEXO 1
79 ALTERNATIVAS TECNOLÓGICAS PROMISSORAS PARA REFINO DE
PETRÓLEO 79 8.1. 8.1.1. 8.1.2. 8.1.3. 8.1.4. 8.2. 8.3. 8.3.1. 8.3.2. 8.3.3. 8.3.4. 8.3.5. 8.4. petróleo
8.5. Substituição das colunas de destilação atmosférica e a vácuo
Processos de craqueamento térmico
Destilação progressiva
Dividing-wall distillation
Destilação reativa
Tecnologia de separação com uso de membranas
Processos Alternativos de Tratamento de Diesel, QAV e Gasolina
Processo ISAL
Processo OATS
Processo de dessulfurização oxidativa (ODP)
Destilação Catalítica (CD)
Biodessulfurização
Aplicação de energia nuclear para geração de H2, calor e eletricidade em refinarias de
85 Captura e Armazenamento Geológico de CO2 (CCGS)
PARTE 9 - ANEXO 2 - GLOSSÁRIO DE REFINO 91 PARTE 10 - ANEXO 3- GLOSSÁRIO DE GTL 92 page 3/92
79 79 79 80 80 80 81 82 82 82 83 84 86 Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. Introdução
O objetivo do Tema N2 é desenvolver estudos para elaboração de um cenário de referência nacional até
2030, que incorpore potenciais de redução de emissão de gases de efeito estufa no Brasil, nas atividades de
refino de petróleo e de produção de gás natural associado. Para o refino de petróleo serão estudadas
alternativas tanto para o parque de refino existente quanto para a expansão prevista para este parque. No
caso do gás natural, serão consideradas alternativas de monetização de reservas de gás que vêm sendo
queimadas ou ventiladas durante a produção de petróleo. Neste caso, será dada ênfase à opção tecnológica
gas-to-liquid (GTL).
Embora sejam tratados separadamente, estes temas estão correlacionados na medida em que os produtos da
rota Gas-to-liquid (GTL) devem se inserir na cadeia dos derivados de petróleo, podendo, inclusive, afetar
as estratégias ótimas de refino de petróleo. Não obstante, é interessante distinguir os dois temas de trabalho,
de forma a tratá-los com mais rigor. Portanto, este documento tratará separadamente do refino de petróleo e
do Setor de Gás Natural, enfatizando, como definido na proposta do estudo, o uso do processo GTL, para
redução de queima/ventilação de gás em plataformas.
É importante, finalmente, ressaltar que os estudos de refino de petróleo e GTL serão inseridos na análise
dos cenários de longo prazo do sistema energético brasileiro, visando contribuir para a avaliação sistêmica
das opções de mitigação de emissões de carbono no Brasil.
Refino de petróleo Parte do desenvolvimento tecnológico do refino de petróleo no mundo se esteia no fato de que se trata de
uma atividade industrial com elevado consumo de combustíveis fósseis (e, conseqüentemente, elevada
emissão de CO2). Os processos de refino de petróleo são energo-intensivos, na medida em que requerem
considerável aporte de calor (direto ou indireto). Entre 6 e 15% da carga de petróleo de uma refinaria tornase auto-consumo energético.
Este fato se acerba na medida em que o recrudescimento das especificações de qualidade ambiental de
combustíveis e o maior processamento de petróleos de pior qualidade aumentam o auto-consumo de
energia de refinarias no mundo. Este aumento depende do tipo de refinaria, em termos de capacidade de
conversão, carga processada e produtos obtidos. É também muito variável, ainda que considerável em
ordem de grandeza. Por exemplo, estima-se que ele pode chegar a cerca de 5% do total de óleo processado
em uma refinaria, apenas para atender as especificações de diesel e gasolina nos Estados Unidos do início
da presente década (Petrick e Pellegrino 1999). Trata-se de um problema de tal relevância que a Shell, por
exemplo, atribuiu o aumento de suas emissões de carbono em 2003 (relativamente a 2002) em 18 MtC,
especialmente, à adaptação de suas refinarias para produção de derivados com menor teor de enxofre (Shell
2006).
Ademais, a crescentemente rigorosa especificação de qualidade ambiental dos derivados de petróleo,
especialmente diesel e gasolina, também afeta outras especificações destes derivados, que não ambientais:
por exemplo, a lubricidade do diesel ou a octanagem da gasolina.
Assim, é possível afirmar que, no atual patamar tecnológico dos parques de refino do mundo, existem
desafios associados ao tradeoff entre as emissões de poluentes de impacto local e as emissões de poluente
de impacto global derivadas da produção e uso de derivados de petróleo (incluindo as emissões das
refinarias de petróleo e da combustão dos derivados de petróleo). Em termos práticos, este tradeoff se
resume no fato de que um combustível, diesel ou gasolina, com baixíssimo teor de enxofre, normalmente,
requer mais energia para ser produzido, inclusive, de forma a que não perca algumas das propriedades
físico-químicas associadas ao seu uso. Em outros termos, uma gasolina “mais limpa”, em termos de
enxofre, pode levar a maiores emissões de gases de efeito estufa (GEE) dentro da refinaria. Por exemplo, o
Ultra Low Sulphur Diesel (ULSD), com teor de enxofre abaixo de 15 ppm, implica em investimentos
adicionais em capital e energia dentro da refinaria.
A capacidade nominal atual do parque de refino brasileiro é da ordem de 2 milhões de barris por dia. A
complexidade do parque de refino nacional o classifica, sobretudo, no conjunto de refinarias tipo cracking.
O crescimento do processamento de cargas de menor grau API no país gera, ainda, uma elevada produção
de óleos combustíveis, mostrando a necessidade de inserção de unidades de conversão profunda. Como
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. trataremos, neste estudo, a principal unidade prevista nos planos de investimento do refino brasileiro, neste
caso, é o coqueamento retardado.
Por sua vez, no lado da especificação dos combustíveis, especialmente diesel para uso doméstico e
gasolina, que é crescentemente, exportada, os desafios são ainda maiores, o que explica o elevado
investimento dos planos de médio prazo do refino brasileiro nas carteiras de qualidade de diesel e gasolina.
Basicamente, o contaminante fundamental, neste caso, é o enxofre, que se pretende reduzir na gasolina para
30 ppm (o que possibilitaria a exportar para os Estados Unidos), e para 50 ppm e futuramente 10 ppm no
diesel (o que possibilitaria os motores diesel no Brasil apresentarem padrões de emissão do EURO IV e,
futuramente, do EURO V). Esta especificação leva, como antes asseverado, a grandes desafios,
particularmente associados às emissões de gases de efeito estufa no refino (Szklo & Schaeffer 2007).
Assim, a Petrobras prevê, entre 2007 e 2012, a instalação de novas unidades em refinarias existentes, quer
sob o formato de parcerias, quer com a utilização exclusiva de capital próprio. Estão previstos
investimentos, para estas adaptações e ampliações, de US$ 8,1 bilhões, sendo US$ 3,7 bilhões em unidades
de conversão, US$ 2,7 bilhões em qualidade de gasolina e US$ 1,7 bilhão em qualidade de diesel (EPE
2007).
Além da instalação de novas unidades, a evolução esperada no parque de refino nacional considera a
instalação de duas unidades de refino até 2015: o Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (COMPERJ) e
a Refinaria Abreu e Lima (SUAPE/Pernambuco) (EPE 2007).
O COMPERJ iniciará a sua produção em 2012. A Unidade de Petroquímicos Básicos (UPB) iniciará o
conjunto produtivo e as unidades de segunda operarão posteriormente. Serão investidos na UPB US$ 5,2
bilhões. Com as demais instalações (para produção de petroquímicos de segunda geração), o investimento
total atingirá US$ 8,3 bilhões. Projetada para consumir 150.000 b/d de petróleo Marlim, a UPB ofertará
535.000 t/ano de óleo diesel. Além do diesel, haverá a produção de nafta e coque. Nenhum outro derivado
será oferecido (EPE 2007).
A Refinaria Abreu e Lima, que será construída no Complexo Industrial e Portuário de Suape, no estado de
Pernambuco, em parceria com a estatal venezuelana Petróleos de Venezuela SA – PDVSA, terá capacidade
nominal estimada em 200.000 barris por dia. A refinaria, que utilizará tecnologia baseada em coqueamento
retardado, terá capacidade para processar os óleos pesados brasileiros extraídos basicamente do Campo de
Marlim, na Bacia de Campos e venezuelano, tipo Merey. A previsão para o início de sua operação é no
segundo semestre de 2011(EPE 2007).
Além destas refinarias, estudos indicam a necessidade de expansão do refino brasileiro.1 Assim, este
documento objetiva avaliar alternativas potenciais de redução de emissão de gases de efeito estufa no
Brasil, para o horizonte de 2030, tanto para o parque de refino existente quanto para a expansão prevista
para este parque.2 Para tanto, será usado como cenário de referência, o Plano Nacional de Energia 2030,
PNE 2030, desenvolvido pela (EPE 2007).
Neste caso, o refino existente no Brasil é mais rígido para inovações (o parque já está instalado e há mesmo
limitações de espaço), enquanto a expansão com novas refinarias pode ter na sua função objetivo não
apenas a minimização de custo (maximização da rentabilidade), mas também restrições de emissão de
gases de efeito estufa. De certo modo, para o parque existente no país, é possível avaliar as faixas de
grandeza das possíveis transformações do parque existente. Por sua vez, as expansões com novas refinarias
contemplam um maior grau de liberdade das escolhas tecnológicas.
GTL Apesar das estimativas de grandes reservas mundiais provadas de gás, mais de um terço dessas reservas é
classificado como remotas. Na literatura, reservas remotas são reservas provadas, mas devido a razões que
as tornam inviáveis economicamente, não foram desenvolvidas. Isso talvez as classifique como recursos
1
Ver Schaeffer et al. (2008), EPE (2007) e Schaeffer e Szklo (2007)
Estudos desenvolvidos no Programa de Planejamento Energético da COPPE/UFRJ e na Empresa de
Pesquisa Energética (EPE) apontam para expansão do parque entre 3 e 5 novas de refinarias de cerca de
250 kbpd cada, até 2030 (EPE 2007). Estudo mais recente da COPPE (Schaeffer et al. 2008) indicou que
um aumento da produção de óleo bruto no Brasil, devido às descobertas na faixa chamada pré-sal, poderia
levar o investimento até 2035 para expansão em 7 novas refinarias.
2
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. contingentes ou como reservas prováveis / possíveis.3 Por exemplo Thackeray & Leckie (2002), usam os
seguintes fatores que classificam uma reserva como remota:

O campo é remoto quando há um excesso de oferta potencial para o domínio do mercado viável; 
O campo é remoto quando a sua distância do mercado potencial é tal que os custos de transporte não são competitivos; 
O campo está em um país sem litoral com um pequeno mercado de gás e com uma grande distância da costa, dificultando a construção de um terminal GNL (Gás Natural Liquefeito) para a sua exportação; 
O campo é muito pequeno para justificar o investimento em infra‐estrutura, em uma escala econômica, para explorá‐lo. Assim, a classificação de remoto inclui a parcela do gás natural associado produzido juntamente com a
produção offshore de petróleo que não pode ser aproveitada economicamente, o gás associado.4
O volume mundial de gás natural localizado em reservas remotas é considerável e justifica a busca por
soluções que tornem possível a sua utilização. Segundo Petrobras (2008) e Rosas (2008), no Brasil,
recentes descobertas operadas pela Petrobras, com participação de outras empresas, mostram uma
tendência de incorporação de reservas de gás remoto, associado ou não.
Quando a reserva de gás é remota e não associada ela simplesmente não é desenvolvida, o que impossibilita
o seu aproveitamento econômico. No caso de uma reserva de gás associado, quando a construção da infraestrutura não é viável por razões técnicas ou econômicas, existem três opções técnicas, atualmente, para o
gás produzido em conseqüência da produção do petróleo: a queima, a ventilação ou a reinjeção5(Worley
Intenational 2000; Nichols 2007).
Cada vez mais é reconhecido pelos acionistas e pela própria indústria de petróleo que a queima e a
ventilação de gás natural representam uma perda de recursos econômicos. Ainda assim, atualmente, muitos
países em desenvolvimento que produzem óleo queimam e ventilam grande quantidade de gás associado
(World Bank Group 2003). Esta é uma prática que além de agredir o meio ambiente, incluindo o aumento
das emissões de GEE (Gases de Efeito Estufa), priva os consumidores desses países de uma fonte de
energia mais limpa e geralmente mais barata que as outras fontes disponíveis. Ainda existe o efeito de
redução do potencial das receitas fiscais e saldos comerciais (World Bank Group 2003).6
3
Note-se aqui que a literatura científica usa o termo reserva remota para estes recursos não viáveis
economicamente, o que é uma imprecisão na medida em que o próprio conceito de reserva embute em si a
condição de economicidade.
4
O gás natural pode ser classificado em gás não associado ou “livre” e gás associado. É classificado como
não associado quando produzido em poços com pouco petróleo. Quando a sua produção é realizada em
poços com predominância de óleo, onde pode estar dissolvido no petróleo ou acumulado na forma de uma
capa de óleo, ele é classificado como gás associado. Neste caso, a sua produção está “associada” à
produção do petróleo. Para mais detalhes ver Thomas et al. (2001) e Prates et al. (2006).
5
Para mais informações sobre vantagens, desvantagens e custos de reinjeção ver Worley Intenational
(2000) e Ward et al. (2006).
6
Se a razão atual de queima for mantida, a previsão do aumento de produção de óleo implica em um
aumento na queima de aproximadamente 60% no período de 2000 a 2020. Compromissos e esforços
sugerem que uma redução considerável na queima é possível para o mesmo período. Para que esse cenário
seja viável serão necessárias ações políticas, regulatórias e apoio financeiro para que os obstáculos que
impedem os investimentos sejam superados (World Bank Group 2003). O Brasil está entre os 20 países
com os maiores volumes de gás queimado. A parceria público-privada Global Gas Flaring Reduction
(GGFR), iniciativa do Banco Mundial, incentiva e auxilia o uso do gás queimado promovendo
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. Existem três principais categorias de projetos visando à redução de emissões de gases de efeito estufa, que
implicam características distintas (World Bank Group 2003):

Projetos de reinjeção do gás natural associado, particularmente em campos remotos sem mercado para o gás. 
Projetos para aumentar a eficiência7 dos flares, o que resulta em uma maior parcela do gás natural associado queimado em lugar do gás ventilado; 
Projetos para viabilizar a utilização do gás natural associado com fins energéticos ou não. A utilização pode ser feita no próprio local ou perto do local de produção ou depois do transporte do gás para o mercado doméstico ou internacional. Visando avaliar alternativas para o aproveitamento econômico do gás associado remoto, que engloba a
parcela do gás que não vem sendo aproveitada, a proposta deste trabalho deve considerar alternativas
tecnológicas que permitam o transporte do gás ou de produtos dele derivados.
Existem diversas tecnologias8 para o aproveitamento do gás natural remoto. Todas apresentam vantagens e
desvantagens em relação a sua aplicação para o aproveitamento do gás associado offshore remoto.
A principal e distinta vantagem da tecnologia escolhida para este estudo, a tecnologia Gas-to-liquids
(GTL), em relação às outras tecnologias é o aproveitamento da infra-estrutura existente.9 Os seus produtos
podem ser estocados, manuseados, transportados e comercializados com os métodos convencionais que já
estão bem estabelecidos e podem ser utilizados em equipamentos também já estabelecidos, como os
motores a combustão interna. Em uma configuração mais básica, sem a última etapa de upgrading do
processo, o transporte do produto final pode ser realizado até mesmo misturando-o com o óleo produzido
no mesmo campo (de Klerk 2008).10
Além dos problemas citados relacionados com a queima e/ou ventilação ainda existe uma demanda
ambiental por combustíveis mais limpos, que requer combustíveis sem enxofre, com o mínimo de
aromáticos e geração mínima de óxidos de nitrogênio, fuligem e hidrocarbonetos. Esta demanda está
modificando os objetivos tradicionais da indústria de refino. Apesar de ser possível reduzir enxofre,
nitrogênio e aromáticos com a adição de unidades de hidrotratamento, estas unidades requerem mais
regulamentações e combatendo as restrições sobre utilização de gás, como a infra-estrutura insuficiente e
falta de acesso a mercados locais e internacionais de energia, particularmente em países em
desenvolvimentoWorld Bank Group (2008).
7
Para mais informações sobre queima em flare e sua eficiência ver University of Alberta (2008), Pagot,
Grandmaison e Sobiesiak (2004) e Johnson (2006).
8
Uma das opções atuais de aproveitamento é a utilização de uma estrutura de gasodutos, mas à medida que
as distâncias e a profundidade aumentam o seu custo e a complexidade técnica também aumentam (Worley
Intenational 2000). Para uma maior discussão sobre gasodutos ver Rojey (2006)Cornot-Gandolphe et al.
(2003). Outra opção comercial é a tecnologia de Gás Natural Liquefeito (GNL). Para mais informações
sobre a tecnologia e mercado de GNL ver EIA/DOE (2003). Além dessas duas tecnologias podem
ser citadas as tecnologias: Gas-to-wire (GTW), Compressed natural gas (CNG), Gas-to-solids (GTS)
(Thomas e Dawe 2003; Ward et al. 2006). Para mais detalhes sobre vantagens e desvantagens da tecnologia
GTL ver Hutton e Holmes (2005).
9
Parte da competitividade do petróleo também deriva do fato de que há uma infra-estrutura de transporte e
consumo final já consolidada para ele. Normalmente, investimentos em infra-estrutura, além de capitalintensivos (representando grande irreversibilidade de investimentos), acabam por constituir “trancamentos
tecnológicos” em virtude dos próprios ganhos associados a um maior número de usuários de uma
determinada tecnologia ou produto. A infra-estrutura “encaminha” o produto (Alexandre Szklo e Roberto
Schaeffer 2006).
10
Neste caso o produto, que não passa pela última etapa de upgrade, é chamado de syncrude. Ver Nichols
(2007).
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. energia e reduzem significativamente a eficiência energética das refinarias, sem contar com os custos de
investimento e de operação e manutenção (Sousa-Aguiar, Appel, e Mota 2005). Os produtos obtidos pelo
processo GTL podem, em parte, atender a essa necessidade ambiental por produtos mais limpos. Por
exemplo, o GTL pode viabilizar a obtenção do Ultra Low Sulfur Diesel (ULSD) sem a necessidade de
dessulfurização (DOE/EIA 2007).
A preocupação com a qualidade do ar em consonância com a busca da melhoria da saúde pública necessita
de algumas medidas em relação ao controle de emissões de veículos automotores. Essas medidas envolvem
a tecnologia empregada nos motores, a sua manutenção adequada e condições de utilização e a qualidade
do combustível utilizado (Kremer 2007). No caso do Brasil, em relação às emissões de combustível,
podemos citar a futura obrigatoriedade da utilização do diesel com 50 ppm de enxofre.11
O presente texto busca avaliar o custo de abatimento da redução da queima de gás natural associado no
Brasil com o investimento em uma planta offshore para a produção de diesel Premium, por meio da
utilização de um balanço energético simplificado entre duas alternativas propostas para a obtenção do
diesel com baixo teor de enxofre.
11
Para mais sobre a obrigatoriedade do diesel S50 (50 ppm – partes por milhão) detalhes ver MMA (2009)
e Renault-Nissan (2008).
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Os estudos de refino de petróleo e GTL serão inseridos na análise dos cenários de longo prazo do sistema
energético brasileiro, visando contribuir para a avaliação sistêmica das opções de mitigação de emissões de
carbono no Brasil. A Figura 1 mostra um esquema das etapas da metodologia utilizada no estudo.
Figura 1 - Esquema da Metodologia
Refino Em relação ao refino de petróleo, primeiramente, é mister enfatizar que o Brasil encontra-se atualmente
realizando dois movimentos no seu parque de refino:
1. Primeiro, o parque existente está sendo otimizado e adaptado para cargas mais pesadas e ácidas, e
para produzir derivados mais especificados;
2.
Segundo, há a necessidade de novas refinarias além das duas novas refinarias atualmente previstas
até 2012: COMPERJ e RENOR.
Neste caso, torna-se necessário tanto avaliar o que pode ser feito no refino existente no Brasil, na medida
em que este refino é mais rígido para inovações (o parque já está instalado e há mesmo limitações de
espaço); quanto avaliar a expansão com novas refinarias, que tivessem na sua função objetivo não apenas a
minimização de custo (maximização da rentabilidade), mas também restrições de emissão.
De certo modo, o parque existente no país será avaliado em termos médios, na medida em que não estão
disponíveis publicamente dados finos de todas as unidades de cada refinaria (são dados sigilosos da
Petrobras). Contudo, é possível avaliar as faixas de grandeza das possíveis transformações do parque
existente. Por sua vez, as expansões com novas refinarias contemplarão um maior grau de liberdade das
escolhas tecnológicas.
Assim, metodologicamente, para o refino de petróleo, este estudo se dividiu em três eixos principais:
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O primeiro eixo abrangeu o parque de refino existente, seus desafios e alternativas
de mitigação de emissão de gases de efeito estufa. Neste caso, o estudo envolveu
primeiramente o roadmap tecnológico de alternativas de redução de emissões de
gases de efeito estufa nas refinarias existentes no Brasil. A partir deste roadmap
estimou-se o potencial de redução de emissões de gases de efeito estufa no parque
de refino existente, inclusive com os custos marginais de abatimento envolvidos.
Três medidas mereceram destaque, neste primeiro eixo, a otimização energética, o
controle de incrustações e o uso de sensores avançados. Estas medidas foram
implementadas nas refinarias existentes ou em construção no Brasil, conforme o
PNE 2030 (EPE 2007), para o horizonte de 2030. Considerou-se que as medidas
seriam implementadas em duas etapas entre 2015 e 2020.

O segundo eixo envolveu a otimização de uma possível nova refinaria no Brasil,
tendo como função objetivo a minimização do seu custo de produção (incluindo
um custo adicional para as emissões de carbono) visando atender a uma
determinada demanda do mercado brasileiro. Dessa forma, consideraram-se, no
modelo, valores monetários para o custo da emissão de CO2, de forma a buscar
soluções viáveis que evitassem a sua emissão. Esta simulação foi realizada através
de um modelo de Programação Linear representativo de duas tipologias de novas
refinarias no Brasil: uma refinaria com foco em diesel e outra, com foco em
petroquímicos. Estas são exatamente as duas tipologias que se encontram listadas
no cenário do PNE 2030(EPE 2007), onde se observa a expansão do refino
brasileiro, com 7 novas refinarias até 2030 (duas das quais já se encontram em
construção), 5 com foco em produtos combustíveis, especialmente o diesel, e 2
com foco em petroquímicos básicos. A modificação do esquema de refino visando
redução de emissões de carbono de novas refinarias seguiu exatamente a projeção
de investimentos do PNE 2030 (EPE 2007), tendo sido considerados apenas os
investimentos adicionais devidos à alteração do esquema das novas refinarias.12
12
Conforme será ainda apresentado, na modelagem de otimização, a inserção de incentivos financeiros
associados a um preço de carbono não alterou o rendimentos da nova refinaria em produtos (quantidade e
qualidade) nem pôde modificar os custos operacionais de base da refinaria. Assim, a margem operativa da
refinaria não se alterou e o modelo enfatizou o investimento adicional para modificação do esquema de
refino, em prol da redução das emissões de carbono.
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O terceiro e último eixo envolveu a análise de alternativas promissoras de redução
de emissão de gases de efeito estufa no refino de petróleo, que ainda não estão
disponíveis comercialmente ou para as quais não é possível estimar custos de
capital e operação – e, portanto, delas derivar custos marginais de abatimento de
emissões de gases de efeito estufa.
Entre estas alternativas, destacaram-se:
processos avançados de dessulfurização, inclusive a biodessulfurização;
membranas; uso de energia nuclear em refinarias e CCS no refino de petróleo.13
Como se percebe, todas as alternativas analisadas estão diretamente associadas ao refino de petróleo. Não
se analisam, portanto, alternativas para o sistema de produção de combustíveis líquidos que ultrapassam o
escopo da refinaria de petróleo, como, por exemplo, a produção de biocombustíveis líquidos complementar
ou substituta a um derivado de petróleo. A questão fundamental deste estudo é identificar e analisar
alternativas nas fronteiras do refino existente e do possível refino futuro do Brasil.
Refino existente Para avaliar as opções de mitigação de emissões de carbono nas unidades existentes no parque de refino
brasileiro, visando conservar energia final, torna-se necessário fazer o inventário de consumo de energia e
emissão de CO2 das unidades de refino de cada refinaria brasileira. A partir deste inventário e dos dados
das opções de mitigação, constrói-se o cenário de baixo carbono, para o primeiro eixo de medidas
relacionadas à produção de combustíveis derivados de petróleo.
Este trabalho calculou as emissões do parque de refino brasileiro em dois períodos. O primeiro período
considerando a configuração atual, baseada no ano de 2007, enquanto que o segundo período foi baseado
na configuração prevista para o ano de 2015.
As emissões do setor de refino são resultantes da queima de combustível fóssil para a geração de energia e
dos processos de refino. 14 Crescentemente as emissões são provenientes das reações químicas (remoção de
carbono das moléculas de grande peso molecular) e menos da combustão de energia nas refinarias (Bernard
Sigaud 2008). A Figura 2 mostra que cada vez menos as emissões de combustão estão alinhadas com o
consumo direto de energia nas refinarias.
13
No caso do CCS, contudo, ele foi analisado não apenas sob o prisma da sua possibilidade de inserção em
refinarias, mas também sob o prisma do seu impacto nas decisões do modelo de programação linear para as
possíveis novas refinarias. O CCS, neste caso, compôs uma análise de sensibilidade do eixo 2 deste
trabalho.
14
Poluentes associados a emissões atmosféricas de refinarias incluem: amônia (NH3), dióxido de carbono
(CO2), monóxido de carbono (CO), ácido sulfídrico (H2S), metais, óxidos de nitrogênio (NOx),
particulados, ácidos (HF, H2SO4), óxidos de enxofre (SOx), compostos orgânicos voláteis (COVs) e
numerosos compostos orgânicos tóxicos. Estas emissões são geradas por várias fontes dentro da refinaria
(Mariano 2005).
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. 100
90
% of carbon contained in the crude oil
released by the refinery as CO2
80
70
60
50
Energy actually consumed by the refinery
(in % of the heating value of crude oil)
40
30
20
10
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100 (Pure H2)
Growing average hydrogen content of the product slate
(refinery with growing conversion and hydroprocessing capacities)
% of carbon contained in the crude oil
released by the refinery as CO2
15
CO2 Emissions due to the
difference in average carbon
content between the products
and the crude oil
10
CO2 Emissions
corresponding to the
actual energy
consumption
5
Energy
Consumption
0
13
14
15
% H2
Refinery with a high conversion
and hydrotreatment capacity
Medium complexity Refinery
Hydroskimming Refinery
Figura 2 – Relação entre as emissões de CO2 na refinaria e seu consumo de Energia
Fonte: Sigaud (2008)
É importante ressaltar que o cálculo das emissões, ou inventário de emissões, será baseado apenas nas
emissões resultantes da combustão de combustíveis fósseis em função dos dados disponíveis para a análise.
15
15
O dióxido de carbono é emitido nas unidades de combustão tais como aquecedores, caldeiras e flares e
sua concentração varia de acordo com a complexidade das próprias refinarias. Refinarias mais complexas
tendem a possuir maior porte (processar mais óleo) e ter unidades mais energo-intensivas. No entanto, há
casos de refinarias de baixa complexidade e pequeno porte, com alta emissão de CO2, porque essas
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. As emissões de CO2 foram calculadas utilizando-se a energia consumida por volume de carga processada e
as respectivas capacidades, em volume, de cada uma das unidades de processo, para cada uma das
refinarias nacionais.
A primeira etapa da confecção do inventário do setor de refino brasileiro utiliza o perfil de refino baseado
no ano de 2007, por meio das capacidades instaladas, para cada uma das unidades de processo de cada uma
das refinarias brasileiras. A previsão das capacidades instaladas, para o ano de 2015, foi realizada, com o
levantamento baseado nos investimentos previstos nas unidades de refino, divulgados no PNE 2030 (EPE
2007). Para as duas refinarias, RENEST e COMPERJ o perfil de refino, em 2015, foi baseado em
Petro&Química (2008), Soares et al. (2008) e dos Santos, Seidl e Guimarães (2008). Note-se aqui que dois
anos serviram de base para a análise do parque de refino nacional: 2007 e 2015. O primeiro ano indica o
parque de refino atual enquanto que o segundo o parque de refino após as modificações que estão sendo
nele introduzidas e foram consideradas no PNE 2030 da EPE. Estas modificações indicam a alteração
prevista pela EPE no parque nacional existente atualmente, também até 2030.
A simulação do perfil das refinarias brasileiras em 2015 também se baseou no modelo de simulação de
refinarias que foi desenvolvido no PPE (Szklo & Uller 2008) e é exatamente o mesmo modelo aplicado no
PNE 2030 para projetar o refino nacional.
Refino novo Diversos estudos buscam medir a eficiência energética nas refinarias e avaliar políticas de mitigação dessas
emissões (Worrell e Galitsky, 2005; Energetics, 2007, Szklo e Schaeffer, 2007). Estes estudos, contudo,
normalmente enfatizam ações de eficiência energética e/ou controle de emissões de gases de efeito estufa
sobre unidades de processo. Esta era exatamente a ênfase do capítulo anterior.
Este capítulo buscou avaliar o impacto sobre a configuração de novas refinarias complexas de restrições às
emissões de CO2, ainda na sua fase conceitual, quando existe maior flexibilidade na escolha das unidades
de processo e nas rotas alternativas de produção de derivados. Neste caso, o resultado mais relevante da
simulação é a escolha do esquema de refino (ou das rotas de produção de derivados), diante da restrição à
emissão de GEE.
Com esse objetivo, foram realizadas simulações de duas configurações complexas de refino através de um
modelo de otimização em Programação Linear – PL. Diversos estudos precedentes utilizaram essa
metodologia para analisar a alocação da produção de CO2 entre os produtos do refino (Babusiaux e Pierru
2007; Tehrani 2007) e também para avaliar o impacto de alterações em especificações de produtos e
pressões ambientais sobre a indústria de refino e sistemas de co-produtos em geral (Moghaddam e Valérie
Saint-Antonin 2008). O presente estudo se distingue dos anteriores, portanto, na medida em que ele avalia a
possibilidade de alterar o projeto do esquema de refino, diante da contabilização das emissões de gases de
efeito estufa, durante a elaboração deste projeto.
O modelo aqui aplicado representa duas configurações possíveis para uma nova refinaria complexa a ser
construída no Brasil. As duas configurações propostas são:

Refinaria para maximização da produção de diesel de alta qualidade

Refinaria produtora de combustíveis e produtos petroquímicos de forma integrada.16
O caso do Brasil é pertinente para o problema em questão, já que foi anunciada a construção de 7 novas
refinarias no país destinadas à produção de diesel de alta qualidade e de produtos petroquímicos, para
refinarias tendem a operar com processos energeticamente menos eficientes e também menos seletivos
(apresentando menor rendimento nos produtos finais almejados, ou consumindo mais energia e emitindo
mais CO2 para obter o produto almejado) (Szklo & Uller 2008).
16
Claro está que outras configurações poderiam ser propostas. Não obstante, a análise da expansão do
refino de petróleo atualmente no mundo indica tanto a expansão com o foco indicado no presente estudo,
quanto um crescimento da demanda por diesel em detrimento da demanda por gasolina (Caruso e Clyde
2008).
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. atender ao crescimento da demanda no mercado interno e para exportação no horizonte de 2030 (EPE
2007).
A análise do impacto dos custos de emissão de CO2 sobre os novos projetos no seu estágio de concepção é
muito diferente da avaliação de alternativas de redução de emissões em projetos existentes, através de
adaptações. Isso porque, em um projeto de uma nova refinaria, toda a sua concepção pode ser alterada,
havendo menos restrições técnicas e econômicas do que no caso de uma refinaria em operação.
Nesse contexto, esse capítulo pretende averiguar as mudanças no esquema de refino de novas refinarias no
Brasil, considerando diferentes valores de preço de carbono, que poderiam servir de incentivo financeiro
para uma nova refinaria reduzir suas emissões de gases de efeito estufa. Assim, o presente capítulo busca
avaliar, através da utilização de um modelo de otimização, os impactos da adoção de incentivos financeiros
associados a um preço de carbono na configuração de dois tipos de refinaria complexa, a serem construídas
para atender ao crescimento do mercado de derivados e petroquímicos no Brasil.17
Basicamente, adota-se o seguinte procedimento:
1.
Ajuste do modelo PL para duas configurações básicas de refino;
2.
Simulação deste modelo para estas duas configurações sem a utilização de incentivos
financeiros associados ao preço do carbono emitido
3.
Simulação deste modelo para as duas configurações com inserção de incentivos financeiros
associados ao preço do carbono emitido. Neste caso, mantiveram-se inalterados os
rendimentos das refinarias em produtos (quantidade e qualidade) e seus custos operacionais.
Logo, o controle das emissões de carbono, através da modificação do esquema de novas
refinarias, baseou-se em investimentos adicionais.
4.
Identificação do valor dos incentivos financeiros associados ao preço do carbono que altera o
esquema das novas refinarias no modelo otimizado para 15% aa e vida útil de 30 anos.
5.
Obtenção do custo marginal a 8% aa e 30 anos, para os esquemas de refino modificados no
item 4.
Modelagem de refino em programação linear A otimização em programação linear é uma ferramenta adequada de análise de problemas de alocação de
recursos complexos. A principal utilização dos modelos de otimização é a programação periódica de
produção das refinarias. Dentre as principais aplicações tradicionais destacam-se a escolha das proporções
dos petróleos consumidos pela refinaria e a otimização da composição dos produtos da refinaria (Shah
1996; Symonds 1995).
Esses modelos de otimização podem ser mono-refinaria (J. M. Pinto, Joly, e Moro 2000)(Moro, Zanin, e J.
M. Pinto 1998) ou multi-refinaria, considerando os custos de transporte entre as unidades e os mercados
consumidores, de modo a representar uma região de produção de forma agregada (D. Babusiaux,
Champlon, e Valais 1983; V. Saint-Antonin 1998). Podem ainda ser estáticos, por exemplo, como em
Babusiaux (2003), considerando apenas um único intervalo de tempo, equivalente à referência da
capacidade de produção da unidade, ou podem ser dinâmicos, considerando a transferência de estoques e
mudanças nas premissas em cada um dos intervalos de tempo propostos (Heeman Lee et al. 1996).
Finalmente, diversas técnicas são utilizadas para reduzir as limitações da modelagem linear, simulando
relações não lineares (Moro, Zanin, e J. M. Pinto 1998) e inteiras (descontínuas) (Zhang e Hua 2007).
17
Trata-se de um artifício empregado no modelo de otimização. Insere-se um preço de carbono na
otimização da refinaria de forma a que a mesma opte por arcar com custos de abatimento até o limite do
preço do carbono. Este preço de carbono poderia ser entendido com um incentivo financeiro para reduzir as
emissões e a refinaria seria dimensionada com sobrecustos até o limite do valor deste preço de carbono.
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. Os modelos de otimização também têm sido utilizados para acompanhar a produção, testar o impacto de
novas regras regulatórias e escolher configurações de produção ótimas específicas. Já na década de 50,
Manne (1958) propõe uma modelagem em PL para analisar a capacidade, estrutura da oferta e políticas
para a indústria americana de refino.
Outra questão relevante para a indústria, a alocação das emissões de GEE`s produzidos entre os diversos
produtos do refino (Wang, Lee e Molburg 2004) também vem sendo amplamente analisada através de
modelos em programação linear. Diversos estudos propõem metodologias para determinar essa alocação
através da utilização de modelos de otimização (Babusiaux 2003; Babusiaux e Pierru 2007; Pierru 2007;
Tehrani 2007).
O modelo elaborado é um modelo em programação linear, estático e mono-refinaria. Ele foi construído a
partir do modelo GEMME – Genérateur de Matrices pour Modèles Energie, elaborado no Instituto Francês
de Petróleo (IFP). Esse modelo foi alterado para considerar apenas as configurações de refino propostas,
seus respectivos rendimentos a partir do consumo de um único tipo básico de petróleo de produção
brasileira, e a produção de derivados e petroquímicos adequados ao consumo no mercado brasileiro.
A modelagem em programação linear considera uma função objetivo, sujeira a restrições técnicas e
econômicas, conforme as equações e inequações descritas na Figura 3.
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. Figura 3 - Equações do Modelo de Programação Linear
n
Max Z =
n

cj xj , ou Min Z =
j 1

Função Objetivo
j 1
s.a.
n

aij xj  bi
(i = 1, 2, ..., m)
j 1
xj  0
(j = 1, 2, ..., n)
Restrições
No caso de uma refinaria de petróleo, o modelo utilizado pode ser de Maximização de lucros, ou de
Minimização de custos, para atender a uma determinada demanda mercado. As duas possibilidades são
equivalentes, se existe no segundo caso a possibilidade de exportação e importação de produtos.
As variáveis principais são os fluxos de petróleo e produtos intermediários e finais, que circulam entre as
unidades de processo. As principais equações do modelo são:

Equações de balanço de massa de materiais, estabelecidas de acordo com os rendimentos das
unidades de processo;

Equações de qualidades de produtos intermediários e finais;

Equações de demanda de produtos finais;

Equações de capacidade das unidades;

Equações de disponibilidade de petróleo.
A propriedade de Dualidade é também uma importante característica dos modelos de programação linear.
Em essência, ela estabelece uma relação entre os resultados ótimos dos modelos de maximização de lucros
e minimização de custos, conforme a Figura 4.
Figura 4 - Relação entre as equações dos modelos Primal e Dual
PRIMAL
Max Z = c.x
s.a.
A.x  b
x0
DUAL
Min D = bT . 
s.a.
AT .   cT
0
x = vetor de quantidade dos produtos vendidos
c = vetor de lucros unitários obtido com a venda dos produtos
b = vetor de quantidade dos recursos disponíveis para produção dos bens
A = matriz de quantidades de recursos consumidos na produção de cada bem
 = vetor de valores unitários dos recursos (preço sombra)
Em um modelo de minimização de custos que satisfaz a demanda, as variáveis associadas às equações de
demanda do modelo dual seriam equivalentes ao custo marginal de produção. Esse custo marginal, por sua
vez pode ser utilizado como uma forma de alocação de custos em sistemas de produção complexos, como é
ocaso de uma refinaria (Babusiaux 2003).
Os modelos de otimização em programação linear, além de serem instrumentos poderosos na gestão
operacional de curto-prazo de unidades de refino, são também ferramentas utilizadas para a avaliação de
decisões de investimentos.
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. Definição das configurações de refino O objetivo do modelo elaborado é representar duas configurações possíveis para a implantação de
uma nova refinaria a ser construída no Brasil com:
1.
Foco na produção de diesel
2.
Integração com petroquímica.
Com o objetivo de testar a influência de incentivos financeiros associados a um preço de CO2, as duas
configurações de refino propostas foram novamente otimizadas, após a inclusão no modelo de diferentes
valores para os incentivos financeiros. Também se buscou determinar a magnitude do valor desses
incentivos para alterar as emissões das configurações propostas significativamente. Note-se aqui, também,
que a introdução de incentivos financeiros é uma análise similar a avaliar uma taxa de emissão de carbono
dentro da refinaria e, conseqüentemente, similar a avaliar os custos marginais de abatimento de carbono,
para diferentes limites de emissão. Como indica a análise econômica de Turner, Pearce e Bateman (1993),
no limite as taxas pigouvianas, como a taxa de carbono, e os custos marginais de abatimento convergem,
em seus valores. O agente, de fato, deverá abater suas emissões até o limite de custo marginal que se iguala
ao incentivo fincanceiro. Quando o custo marginal de abatimento supera o incentivo financeiro, o agente
cessa de abater as emissões.
Assim, as configurações propostas foram otimizadas considerando-se incentivos com valores de USS
25/tCO2, US$ 50/tCO2, US$ 100/tCO2 e US$ 150/tCO2. O modelo utilizou uma taxa de desconto de 15%
aa e vida útil de 30 anos, valores tipicamente considerados para o investimento em refino de petróleo no
Brasil.
GTL A proposta do estudo é realizar um balanço de energia e das emissões totais de CO2e entre duas
alternativas, que foram elaboradas de forma a permitir uma comparação entre duas possibilidades de
obtenção de diesel, mais especificamente o diesel S50. A produção de diesel nacional não é suficiente para
atender a demanda atual. O estudo utilizou um balanço de energia simplificado, que se baseou em Sigaud
(2008).
A primeira alternativa, que será chamada de Alternativa 1 (Figura 5) ao longo do estudo e representa a
linha de base, considera que o volume de gás queimado atualmente em flare não será reduzido. Neste caso,
o diesel S50 será obtido por meio de investimentos em unidades convencionais de hidrotratamento nas
refinarias.
Offshore
Alternative 1
1 m³
Natural
Gas
Flare
LCO
HDT
Emissions
Onshore
Emissions
Diesel Premium
Emissions
Nafta
HDS
Nafta
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. Figura 5 – Esquema da Alternativa 1
A segunda alternativa, ou alternativa 2 (Figura 6), considera a utilização de uma planta GTL embarcada,
para a produção de syncrude. Neste caso, seriam necessários investimentos em unidade de
hidrocraqueamento (HCC). Essa alternativa permite, portanto, que seja obtido o diesel S50 juntamente com
uma significativa redução da queima de gás natural em flare. Além de uma parcela de nafta de alta
qualidade.
Figura 6 – Esquema da Alternativa 2
Antes da simulação das alternativas propostas será necessário analisar as características do produto da
planta GTL, chamado de syncrude ou “cru sintético”, as características das unidades de refino utilizadas e
da planta GTL, seus respectivos consumos de energia e custos.
Após o levantamento dos dados técnicos das unidades e seus custos de capital e de operação e manutenção
(O&M), além da vida útil do projeto18, do período de operação19 no ano, dos preços do petróleo e dos
produtos20 considerados na análise, será calculado o custo marginal de abatimento de CO2e, para taxas de
desconto de 8 e 25 % a.a..
18
A vida útil da planta offshore foi estimada em 25 anos (Syntroleum 2006; Almeida, Bomtempo, e
Bicalho 2004). O mesmo valor foi utilizado para as unidades de refino.
19
O número de dias em operação foi baseado na operação das plantas GTL onshore, que necessitam de um
período para a substituição do catalisador e para realização de manutenções maiores. Assim, considerou-se
um o período de 340 dias de operação por ano (Syntroleum 2006; Almeida, Bomtempo, e Bicalho 2004).
20
Os preços dos derivados de petróleo utilizados na análise, diesel S50, gasolina, óleo combustível, nafta
tratada e syncrude, foram calculados em relação à média para o ano de 2006 para os EUA. Os valores
foram obtidos em EIA (2008).
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Refino O parque de refino brasileiro possui, atualmente, 13 refinarias concentradas na região sudeste, que detém
aproximadamente 60% da capacidade total, e na região sul, que detém aproximadamente 20% da
capacidade total (Szklo & Uller 2008).
Há quase 30 anos o parque de refino brasileiro não aumenta em número de refinarias. Apesar disso, a
Petrobras investiu em ampliações nas unidades aumentando a capacidade, desde a inauguração da Refinaria
Henrique Lage, em 1980, de 1,1 milhões de barris para 1,9 milhões de barris por dia (Petro&Química
2008).
A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) indica, em seu Plano Nacional de Energia 2030 (EPE 2007) que
o Brasil necessita de pelo menos mais sete refinarias até o ano de 2030 para atender o consumo interno.
Existem algumas especulações em torno da construção de refinarias exclusivas para a exportação, mas
apenas duas refinarias, a Refinaria Abreu Lima (RENEST), 21 em Pernambuco, e o Complexo Petroquímico
do Rio de Janeiro (COMPERJ), 22 estão efetivamente em construção.23
Neste estudo foram consideradas, no ano de 2007, as refinarias do sistema Petrobras e a refinaria de
Manguinhos. 24 Vale lembrar que as refinarias RENEST e COMPERJ serão consideradas no cálculo das
emissões do parque de refino brasileiro, apenas no ano de 2015. A Tabela 1 resume as refinarias
consideradas e as suas respectivas capacidades instaladas para o ano de 2007 e 2015. O ano de 2015 está
associado às modificações previstas e/ou em execução nas atuais refinarias brasileiras, assim como ao ano
em que as refinarias atualmente em construção, COMPERJ e RENEST, já estarão em operação. O PNE
2030 não considerou modificações no parque de refino existente no país, além daquelas que já estarão
operacionais em 2015.
Tabela 1- Refinarias brasileiras e suas respectivas capacidades instaladas
Refinarias
Refinaria Duque de Caxias – REDUC (RJ)
Refinaria Presidente Bernardes - RPBC (SP)
Refinaria de Capuava - RECAP (SP)
Henrique Lage - REVAP (SP)
Alberto Pasqualini - REFAP (RS)
Gabriel Passos - REGAP (MG)
Refinaria de Paulínia - REPLAN (SP)
Landulpho Alves - RLAM (BA)
Refinaria de Manaus - REMAN (AM)
Lubrificantes do Nordeste - LUBNOR (CE)
Presidente Getúlio Vargas - REPAR (PR)
2007
Capacidade Atual
(m³/dia)
38.478
27.000
8.500
40.000
30.000
24.000
58.000
52.800
7.300
1.000
30.000
21
2015
Capacidade Prevista
(m³/dia)
38.478
27.000
8.500
40.000
30.000
24.000
63.000
54.800
7.300
2.000
35.000
A refinaria Abreu Lima será construída em parceria com a PDVSA e entrará em funcionamento em 2010,
com capacidade de 200.000 barris/dia (Petro&Química 2008).
22
A Refinaria Petroquímica (COMPERJ) terá capacidade de 150 mil barris/dia e tem início de operação
previsto para 2012 (Petro&Química 2008).
23
As refinarias propostas são: Refinaria Abreu Lima (PE), Refinaria Petroquímica (COMPERJ), Refinaria
Premium I (MA), com capacidade de 600 mil barris/dia, voltada para exportação; a Refinaria Premium II
(CE), com capacidade de 300 mil barris/dia, voltada para exportação; e a Refinaria Premium II (RN) com
capacidade de 300 mil barril/dia, que é um upgrade da planta de tratamento (Petro&Química 2008).
24
A refinaria Ipiranga S.A foi adquirida pela Petrobras (Petro&Química 2008).
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. Ipiranga S.A.
2.700
2.700
Manguinhos (RJ)
2.200
2.200
Refinaria Abreu e Lima – RENEST (PE)
0
31.800
Complexo Petroquímico – COMPERJ (RJ)
0
23.850
Total
321.978
390.628
Fonte: Elaboração própria baseado Petrobras (2008b), Petro&Química (2008), Soares et al. (2008)
e dos Santos, Seidl e Guimarães (2008)
Cálculo das emissões de CO2 As unidades de processo consideradas para no inventário de emissões estão resumidas na Tabela 2.
Os processos de refino de petróleo são energo-intensivos e geralmente requerem uma grande quantidade de
energia e calor de processo (Energetics 2007b). Apesar de as diferentes refinarias possuírem processos de
refino em comum, é importante destacar que a quantidade específica de energia utilizada por cada processo
pode variar consideravelmente em função da tecnologia utilizada e da severidade de cada processo. Alguns
processos da refinaria, por exemplo, a Destilação Atmosférica , apesar de não serem os processos de maior
consumo energético por volume de carga processado, representam a maior parcela do consumo total de
refinaria por causa da sua capacidade (Energetics 2007b). As unidades de Destilação Atmosférica (DA) e
Destilação a Vácuo (DV) consomem juntas, em média de 35 a 40% da energia de uma refinaria, porque
quase todo o volume que é processado em uma refinaria passa pelas unidades de separação topping (Szklo
& Uller 2008). As médias nacionais de consumo de energia para a as unidades de DA e DV foram
calculadas em 39% e 13%, respectivamente.25
O consumo de energia de cada unidade de processo, expresso pela energia consumida por volume de carga
processada (kJ/m³), está resumido na Tabela 2.26 Estes valores foram obtidos em Szklo & Uller (2008),
EIPPCB (2001) Energetics (2007), Gary et al. (2007) e Meyers (1997).
25
Se não considerarmos o funcionamento das refinarias RENEST e COMPERJ, os valores de consumo de
energia para as unidades de DA e DV são, respectivamente, 24% e 8%, para o ano de 2015. A redução
percentual no consumo de energia para as unidades de DA e DV mostra que o aumento da complexidade
do parque de refino, com a entrada das duas novas refinarias, eleva o consumo de energia em outros
processos consumidores de hidrogênio.
26
Os valores de consumo de energia de cada unidade de refino foram baseados no consumo médio das
unidades de processo do setor de refino americano. Apesar das diferenças nas configurações entre as
refinarias, o perfil de consumo de cada unidade de processo do parque de refino brasileiro pode ser bem
representado pelos valores médios americanos, uma vez que as tecnologias são semelhantes (Linnhoff
March 1998).
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. Tabela 2 – Unidades de processo consideradas no inventário de emissões do refino nacional, sua
energia consumida por volume de carga e emissões por volume de carga
Unidades de Processo
Destilação Atmosférica
Destilação a Vácuo
Craqueamento Catalítico
Craqueamento Catalítico de Resíduo
Reforma Catalítica
Hidrocraquemento Catalítico
Hidrocraquemento Catalítico
Coqueamento Retardado
Eterificação
Desasfaltação
Hidrotramento
Hidrotramento
Hidrotramento
Hidrotramento Instáveis
Lubrificantes
Hidrodessulfurização de Gasolina
Hidrodessulfurização de Diesel
Alquilação
Sigla
DA
DV
FCC
RFCC
RC
HCC
HCC L
CR
MTBE
DSF
HDT L
HDT Q
HDT N
HDT I
LUB
HDS G
HDS D
ALQ
Capacidade em
2007
(m3/dia)
321.978
128.580
78.540
10.000
4.125
0
0
20.600
1.172
12.100
170
9.800
5.000
15.000
3.180
0
20.500
1.000
Capacidade em
2015
(m3/dia)
390.628
167.787
85.740
10.000
12.675
29.817
5.000
70.402
1.172
12.100
340
9.800
29.758
103.097
3.180
49.000
24.500
1.000
Energia
Consumida
(kJ/m³)
755.088
607.123
1.384.770
2.449.449
-1.394.723
3.512.022
3.512.022
1.103.437
2.676.648
1.096.802
2.066.208
2.066.208
2.066.208
2.066.208
9.995.296
1.960.478
1.869.057
2.222.799
Emissões
(tCO2/m³)
0,052
0,042
0,095
0,171
-0,055
0,206
0,206
0,075
0,185
0,075
0,121
0,121
0,121
0,121
0,687
0,113
0,107
0,149
Fonte: Dados da energia consumida por volume de carga (kJ/m³) baseada em Energetics (2007),
Gary et al. (2007), EIPPCB (2001) e Szklo & Uller (2008).
O valor negativo encontrado para o consumo de energia para a unidade de RC ocorre porque os valores de
energia consumida, apresentados na Tabela 3, não representam o consumo direto total de energia da
unidade de refino. Na verdade, esse consumo representa o balanço total de energia que é fornecida para a
unidade. Isso ocorre porque a quantidade de energia que é realmente consumida pode ser bem diferente da
energia fornecida diretamente quando considerados o calor gerado na reação e o balanço de hidrogênio da
unidade (Bernard Sigaud 2008).
Os produtos das capacidades totais volumétricas de cada unidade de processo, em volume de carga por dia
(m³/dia), pelos respectivos dados de consumo de energia por volume de carga, em kJ/m³, mostrados na
Tabela 2, resultam na energia consumida por unidade de processo, em GJ/dia, para cada uma das refinarias
do parque de refino nacional (Tabela 3).
Tabela 3 - Consumo de energia por unidade de processo
Unidades
DA
DV
FCC
RFCC
RC
HCC
HCCL
CR
MTBE
DSF
HDT L
HDT Q
HDT N
HDT I
2007
Consumode
Consumo por
Energia
unidade (%)
(GJ/dia)
243.121
39,1
78.063
12,5
108.759
17,5
24.494
3,9
-5.753
-0,9
0
0,0
0
0,0
2.730
3,7
3.137
0,5
13.271
2,1
351
0,1
20.248
0,8
10.331
1,7
30.993
5,0
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2015
Consumode
Energia
(GJ/dia)
294.958
101.867
118.730
24.494
-17.678
104.717
17.560
77.684
3.137
13.271
702
20.248
61.485
213.019
Consumo por
unidade (%)
24,4
8,4
9,8
2,0
-1,5
8,7
1,5
6,4
0,3
1,1
0,1
1,7
5,1
17,6
Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. LUB
31.785
31.785
5,1
2,6
HDS G
0
96.063
0,0
7,9
HDS D
38.315
45.792
6,2
3,8
ALQ
2.222
2.222
0,4
0,2
Total
560.371
100,0
1.086228
100,0
Nota: O consumo de energia é referente a todo o parque de refino nacional, por unidades de refino.
Como as refinarias não trabalham com 100% de sua capacidade anual, a estimativa do consumo de energia
para o refino nacional, aplicando-se o fator de utilização (FU) 27 para cada uma das refinarias consideradas
no estudo foi estimado em aproximadamente 560.371 GJ/dia, ou aproximadamente 204.536 TJ/ano, para o
ano de 2007 e 1.086.228 GJ/dia, ou aproximadamente 396.473 TJ/ano, para o ano de 2015.
Para o cálculo das emissões é necessário o conhecimento das fontes utilizadas para a geração da energia
que são consumidas pelas unidades de processo. Uma refinaria utiliza calor e eletricidade em uma
proporção mais térmica que elétrica. Os combustíveis utilizados para a geração desse vapor e eletricidade
são derivados, em grande parte, dos próprios resíduos de processo como o gás de refinaria, óleos residuais
(óleo combustível, resíduo de vácuo e resíduo asfáltico) e coque de FCC. Esse perfil é muito variável,
sendo este o resultado do balanço entre a quantidade de energia requerida pelos processos, os tipos de carga
processadas e os limites de emissão existentes e a análise econômica (Szklo & Schaeffer 2007). Assim, as
refinarias utilizam diversos insumos como fonte de energia para os seus processos e o perfil de utilização
desses insumos pode variar significativamente entre as refinarias consideradas. No entanto, o perfil de cada
unidade de refino nacional não está disponível, por isso, utilizou-se o perfil de consumo de energia médio
da refinaria REDUC entre os anos de 2000 e 2005. Utilizando-se o percentual da participação de cada fonte
no fornecimento de energia e os respectivos fatores de emissão de CO2, 28 as emissões de cada uma das
unidades de processo foram calculadas, em tCO2 por m³ de carga processada.29 As emissões de cada
unidade de processo, em tCO2 por m³ de carga processada estão resumidas na Tabela 2.
O produto das capacidades diárias, em m³, de cada unidade de processo e o resultado dos valores de
emissões de tCO2 por volume processado em m³ (tCO2/m³) (Tabela 2) resulta nos valores diários de
emissões para cada unidade de processo, em tCO2/dia. A soma das emissões das unidades de processo de
uma determinada refinaria fornece o seu total diário de emissões, em tCO2/dia.
Considerou-se, novamente, o fator de utilização (FU) para que seja obtida a emissão total de cada unidade
de processo, para cada uma das refinarias, para os anos de 2007 e 2015. Portanto, o resultado anual das
emissões de CO2 para cada refinaria deve ser obtido pela multiplicação da emissão diária de tCO2/m³, pelo
número de dias do ano e pelo fator de utilização (FU) de cada uma das refinarias.30
Finalmente, a soma das emissões para cada uma das refinarias em funcionamento nos anos considerados,
resulta no total de emissões do setor de refino nacional, para os anos de 2007 e 2015. A Tabela 4 resume os
27
A Petrobras divulga os fatores de utilização de cada uma de suas refinarias, ver (Petrobras 2008b). Os
dados da refinaria Ipiranga ainda não estão disponíveis no site da Petrobras e o da refinaria de Manguinhos
não foi obtido. Nestes dois casos, apesar de serem estimativas altas, foram utilizados um valor de FU igual
a 88%, calculado pela média das unidades de refino da Petrobras.
28
Este perfil foi baseado na média dos perfis da REDUC entre os anos de 2000 e 2005 (COPPE/UFRJ
2006). De acordo com os dados disponíveis do perfil da REDUC, as fontes de energia, primárias e
secundárias, utilizadas nas unidades de refino consideradas foram: energia elétrica, óleo combustível, gás
de refinaria, coque de craqueamento catalítico (FCC) e gás natural GN. Foram criados três grupos para o
fornecimento (direto e indireto) de energia aos processos: o grupo do Hidrogênio; o grupo dos
Combustíveis, que inclui óleo combustível, gás de refinaria, coque de FCC e gás natural; e o grupo de
Energia Elétrica, que inclui a energia elétrica comprada e a geração própria. O aumento do consumo de
hidrogênio consumido em alguns processos de refino tem ganhado importância nos processos de refino
atuais. Por não ser uma fonte de energia, o hidrogênio foi incluído no grupo de fornecimento indireto, por
causa da quantidade significativa de energia consumida em sua produção. Considerou-se que 100% da
produção de hidrogênio é obtida pela reforma a vapor;
29
Os fatores de emissões foram baseados em (CentroClima 2003) para os derivados de petróleo e gás
natural e em (MCT 2008) para a energia comprada.
30
Os fatores de utilização (FU) foram baseados nos valores divulgados para as refinarias no ano de 2007,
obtidos em (Petrobras 2008b). Para as refinarias Ipiranga e Manguinhos foi utilizado um único valor
aproximado, que representa a média do FU das refinarias da Petrobras no ano de 2007.
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. resultados obtidos para a as emissões do parque de refino brasileiro para os anos de 2007 e 2015, em
MtCO2e. A
Tabela 5 resume as emissões por períodos e a emissão acumulada no período da análise para o parque de
refino existente em MtCO2e.
Tabela 4 – Resultados das emissões do refino nacional para os anos de 2007 e 2015 – parque de
refinarias existentes e em construção
Emissão
MtCO2/ano
2007
13,8
2015
25,5
Tabela 5 – Emissões para o refino existente no cenério referência – parque de refinarias existentes e
em construção
Refino Existente
Total cumulado no
período
2010-2014
2015-2019
2020-2024
2025-2030
Emisões
(MtCO2e)
518,3
109,7
127,7
127,7
153,2
Refino novo Atualmente, do ponto de vista da oferta de derivados, estão previstas as implantações de 7 refinarias no
Brasil, entre 2010 e 2030. As duas primeiras já se encontram em fase de implantação pela Petrobras e têm o
inicio de operação previsto para 2012. As demais unidades estão em fase de estudo, sendo que duas
deverão iniciar operação entre 2014 e 2020 e outras duas, entre 2020 e 2030 (EPE 2007). Para estas quatro
refinarias, os estudos (ou as avaliações preliminares de viabilidade) não incorporam ainda a contabilização
das emissões de gases de efeito estufa.
O estudo da EPE (2007) aponta em seu cenário mais provável um crescimento da demanda por derivados
do petróleo no Brasil de 3,4% a.a. entre 2005 e 2030, com destaque para o querosene de aviação e o diesel,
com crescimento acima da média. Por sua vez, o estudo da (ABIQUIM 2007) indica um crescimento da
demanda por petroquímicos ainda maior, no horizonte de 2020.
Dentre os combustíveis, o maior
crescimento é do querosene de aviação (4,7% a.a.), seguido pelo diesel com baixo teor de enxofre (3,6%
a.a.). O consumo de produtos petroquímicos cresce ainda mais rapidamente, com destaque para o propeno
(7.2% a.a) e o eteno (5,7% a.a.). Os aromáticos crescerão a taxas diversas, porém sua demanda será
atendida até 2020 pelo investimento em uma nova refinaria petroquímica prevista para entrar em operação
em 2012, no Estado do Rio de Janeiro. O consumo de paraxileno terá um grande crescimento, devido à
implantação de novos projetos que irão aumentar em mais de 4 vezes a demanda no Brasil, enquanto o
benzeno e o butadieno deverão crescer cerca de 5% a.a.
Assim, o objetivo principal das refinarias do presente estudo é o de atender à demanda crescente por
derivados e petroquímicos, principalmente querosene, diesel, propeno e eteno. 31 Neste caso,
adicionalmente ao que se fez nos planos oficiais do governo brasileiro, serão avaliados os impactos sobre o
projeto do esquema básico de refino da contabilização das emissões de carbono da refinaria. As duas
configurações de refino propostas no modelo visam atender à demanda crescente por combustíveis e/ou por
produtos petroquímicos básicos no Brasil. Os destilados médios e leves produzidos devem atender
especificações de qualidade futuras para o mercado brasileiro (diesel e gasolina com 50 ppm de enxofre).
Os produtos petroquímicos produzidos nos casos de integração com petroquímica são o eteno, o propeno,
C4 (butanos) e aromáticos.
31
O consumo per capta de petroquímicos no Brasil é ainda baixo o que explica o crescimento acelerado
previsto para os próximos anos. Enquanto nos Estados Unidos o consumo per capta em 2007 foi de 108 kg
por habitante, na Espanha de 87 kg por habitante e na Argentina de 29 kg por habitante, no Brasil ele foi de
apenas 26 kg por habitante (ABIQUIM 2007).
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. Como configuração de base foi definida uma unidade de destilação atmosférica com capacidade de 10.000
mil t/ano de processamento de petróleo Marlim, com 20 API.32 Neste caso, a definição do tamanho e de
uma carga única para a refinaria visa homogeneizar as alternativas propostas para melhorar a comparação
entre as alternativas. Note-se, portanto, que não se trata aqui de elucidar a melhor expansão do refino
brasileiro diante de diferentes cenários de demanda por derivados, mas sim de averiguar como uma
possível configuração de refino, que foi otimizada para uma determinada provável demanda, pode ser
alterada diante da introdução do valor das emissões de carbono na modelagem. A Figura 7 apresenta de
uma forma simplificada as principais unidades pré-definidas no modelo.
Eteno
Leve
Refinaria Hipotética
Pesada
Diesel
GLP
Marlim
10 mil t/ano
Destilação
Naftas
Craqueamento
à Vapor
GLP
Propeno
FCC
Gasolina
Pesada
H2
Atmosférica
Diesel/QAV
Propeno
Aromaticos
Reforma
Oleo FCC
Gasolina
Catalitica
GLP
HCC
Gasolina
Destilação
HDT
Diesel/QAV
à Vacuo
Nafta
Oleo HCC
GLP
HDT
Gasolina
FCC
HDT
Coqueamento
Nafta
Retardado
Diese/QAV
Coque
GLP
FCC
Propeno
Petroq.
Gasolina
Diesel
Oleo FCC
QAV
Figura 7 - Esquema Inicial das Unidades de Refino Propostas
A partir dessa configuração básica, foram estabelecidos dois cenários de demanda de mercado, os quais
determinaram as configurações de refino, através do modelo de minimização de custos em PL. A primeira
configuração foi denominada (a) Refinaria Petroquímica, e a segunda (b) Refinaria Diesel.
A Refinaria Petroquímica visa produzir eteno e propeno, a partir de uma unidade de craqueamento a vapor
anexa à refinaria convencional, além de empregar uma unidade de FCC petroquímico que opera, sobretudo,
no modo “propeno” 33. A Refinaria Diesel visa uma produção de mais de 50% de diesel e querosene de
aviação. A Tabela 6 apresenta as demandas de mercado determinadas para as duas configurações.
32
O petróleo tipo Marlim é a principal “marca” utilizada pela Petrobras para exportação e é composto de
uma série de óleos produzidos na Bacia de Campos. Representa cerca de 30% da produção brasileira. Seu
grau API típico é de 19,6, com teor de enxofre relativamente baixo, de 0,67%, porém índice de acidez alto
(TAN médio de 1,09 mg/KOH/g) (Szklo e Uller 2008).
33
Em verdade, a forma mais simples de obter quantidades adicionais de olefinas no FCC convencional sem
mudanças drásticas no hardware da unidade se dá através de modificações nas condições operacionais
(temperatura de reação, ROT; catalisador; razão catalisador/carga (C/O), etc. Como destacam Szklo e Uller
(2008), as unidades convencionais de FCC operam com temperaturas de reação entre 490 e 550°C. O
aumento da ROT leva a um aumento no rendimento de coque, de gás combustível e de frações C3 e C4
(GLP), que dimensionam o compressor de gás. A partir de 550°C, a produção de gás inicia uma ascensão
exponencial e o GLP aumenta substancialmente por craqueamento da gasolina formada. Em
aproximadamente 600°C, inicia-se também o craqueamento do GLP formado e o aumento exponencial da
produção de eteno. Portanto, a maximização de propeno exige temperaturas de reação entre 560 e 590°C,
enquanto a maximização de eteno exige temperaturas de reação ainda mais elevadas, acima de 600°C (A.R.
Pinho 2005). Além de mudanças nas condições operacionais e no sistema catalítico do FCC convencional
(uso de catalisadores ZSM-5), existem várias alternativas de FCC petroquímico que abrangem a
modificação do hardware da unidade.
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. Tabela 6 - Demanda de Produtos inserida no Modelo de Otimização para Módulo de Nova Refinaria
Mil t/ano
Diesel 50 ppm
Diesel 500 ppm
Jet
Gasolina 50 ppm
Gasolina 500ppm
Nafta
Eteno
Propeno
Óleo
Coque
Propano
Butano
Total
Refinaria petroquímica
3500
700
1.000
700
500
500
500
500
150
150
8.200
Refinaria diesel
4000
1.000
700
700
1.000
500
500
500
300
150
9.350
As premissas de preços, custos operacionais e de investimentos, rendimentos das unidades e qualidade dos
produtos foram extraídas de fontes diversas, inclusive as informações coletadas e consolidadas pela
Direção de Economia do IFP, artigos e livros diversos. O preço do petróleo Brent, de cerca de US$ 70,00,
foi utilizado como marcador para a determinação do preço do petróleo Marlim utilizado no modelo.
A escolha das configurações otimizadas pelo modelo foi feita levando em conta um fator de investimento
nas unidades, o seu custo operacional, assim como o rendimento e a qualidade dos produtos elaborados,
simultaneamente, através do sistema de equações da programação linear. O rendimento das unidades
seguiu o levantamento realizado no parque de refino brasileiro (Alexandre Szklo e Uller 2008). No caso, de
lacuna de informação específica para unidades do país, seguiu-se a literatura científica sobre o assunto
(Robert A. Meyers 1997; James H. Gary, Glenn E. Handwerk, e Mark J. Kaiser 2007)
Os resultados das
otimizações iniciais, sem restrição de emissão de Gases do Efeito Estufa (GEE), para as duas configurações
de refino propostas neste estudo são mostrados na Tabela 7.
Tabela 7 - Capacidade de carga das Unidades Otimizadas
mil t/ano
Destilação Atmosférica
Destilação à vácuo
Reforma Catalítica
Craqueamento Catalítico - FCC
Hidrocraqueamento - HCC
Alkilação
Coqueamento Retardado
Hidrotratamento de diesel
Hidrotratamento de nafta de FCC
Hidrodesulfuração de nafta
Geração de Hidrogênio
Recuperação de Enxofre
Craqueamento à vapor
Refinaria Petroquímica
10.000
6.450
820
2.175
1.085
120
2.668
3.598
129
487
210
318
1.372
Refinaria Diesel
10.000
6.431
941
845
2.406
69
2.723
3.424
62
272
325
150
-
Nota: Resultado para uma taxa de desconto de 15% a.a.
Ambas as configurações estão limitadas a uma capacidade de 10 mil t/ano. O modelo estabelece um
rendimento direto da destilação atmosférica de cerca de 35% para o Marlim (Szklo e Uller 2008). O resíduo
atmosférico é destinado à unidade de destilação a vácuo e o resíduo de vácuo destinado à unidade de
coqueamento retardado. Nessas unidades as diferenças entre os dois modelos não são significativas. A
primeira diferença entre as duas configurações pode ser observada na unidade de reforma, que recebe a
nafta de destilação e de vácuo. Devido à existência do craqueamento a vapor, a quantidade de nafta
destinada à reforma diretamente da destilação é menor no caso da Refinaria Petroquímica.
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. A principal diferença entre as duas configurações é a escolha entre as unidades de conversão da refinaria.
No caso da refinaria diesel, para ser capaz e atender à demanda elevada por derivados médios, o modelo
escolhe o HCC como principal unidade de conversão. Já no caso da Refinaria Petroquímica, a maior
unidade de conversão é o FCC. Nas duas unidades, o FCC maximiza a produção de propeno, em
detrimento da produção de gasolina, devido à vantagem de preço do primeiro (Pimenta e Pinho 2004; LiZai-Ting et al. 2002).
Finalmente, as unidades de hidrotratamento estão configuradas no modelo para atender a uma especificação
de enxofre de 50 ppm para o diesel e a gasolina produzidos nas unidades de destilação, coqueamento
retardado e FCC. A unidade de HCC produz derivados com percentual de enxofre ainda menor. A
demanda por hidrogênio das unidades de hidrotratamento e hidroconversão é contabilizada no modelo,
assim como a necessidade de geração in situ de hidrogênio, o que se dá na escolha otimizada através de
uma unidade de reforma de gás. As principais características das duas configurações otimizadas são
mostradas na Tabela 8.
Tabela 8 - Características das Configurações Otimizadas
mil t/ano
Consumo Petróleo
Consumo GN
3
Consumo GN (Mm /dia)
(1)
Importação
Total
Produção Total
Auto-consumo
Emissões CO2
Emissões (kg CO2 / barril)
Refinaria Petroquímica
10.000
210
0,80
462
10.672
9.265
1.229
10.494
3.944
54,8
Refinaria Diesel
10.000
325
1,24
474
10.799
9.917
687
10.604
2.210
30,7
Nota: (1) o modelo considera a possibilidade de importação de propano, etanol e outros produtos
em pequenas quantidades, para atender à demanda e às especificações de qualidade dos produtos.
Resultado para uma taxa de desconto de 15% a.a. (2) Custo ISBL – FOB.
O consumo de gás natural nas refinarias obtido na otimização foi de 1,23 milhão m3/d na Refinaria Diesel e
800 mil de m3/d na Refinaria Petroquímica. A estimativa de auto-consumo total de energia é maior na
Refinaria Petroquímica, principalmente devido ao alto consumo energético do craqueamento a vapor (Ren,
Martin K. Patel, e Blok 2008). O auto-consumo da refinaria diesel, por sua vez, é compatível com o do
atual parque de refino existente no Brasil (Gomes, Szklo, Castelo Branco 2008).
Ademais, em ambas as configurações existe um FCC petroquímico, o que eleva a produção de propeno
pela refinaria. O FCC petroquímico não é adiabático como o FCC convencional. A elevada demanda
térmica do riser e a endotermia das reações de craqueamento, no caso do FCC Petroquímico, podem levar a
um equilíbrio térmico que torna necessário adicionar calor à unidade. Esta demanda adicional de calor pode
ser suprida, por exemplo, através de reciclo das frações mais pesadas geradas no FCC ou pelo uso de óleo
de tocha no regenerador (Szklo e Uller 2008). 34 Da mesma forma, as emissões de CO2 são também mais
elevadas, da ordem de 55 kg CO2/barril na Refinaria Petroquímica, se comparadas às emissões de 31 kg
CO2/barril na Refinaria Diesel. O custo total de produção ISBL minimizado nas duas configurações foi de,
34
Como está em Verstraete et al. (2005) bem detalhado, o FCC convencional trabalha em condições
praticamente adiabáticas, na medida em que o calor da reação é fornecido integralmente, em geral, pela
queima de coque de FCC, para regeneração do catalisador. O catalisador aquecido retorna ao ambiente
reacional provendo o calor necessário à reação. FCC é, portanto, um processo integrado de reação e
regeneração, onde o calor produzido na zona de regeneração é transportado pelo catalisador para a zona de
reação, para vaporizar a carga líquida do FCC e promover as reações endotérmicas. Estas características
muito específicas levam a uma vazão de catalisador no reator que depende não apenas dos requerimentos
da reação, mas também dos requerimentos adiabáticos do processo. Assim, uma modificação no balanço de
calor da unidade afetará a circulação do catalisador e, conseqüentemente, o próprio rendimento da reação.
Isto é especialmente verdadeiro para o rendimento do coque.
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. respectivamente, US$ 4,23 e 4,42 bilhões por ano, para o caso das Refinarias Petroquímica e Diesel. 35 A
Tabela 9.mostra as emissões para o refino novo por período e o total acumuldado para o período da análise.
Tabela 9 – Emissões do cenário referência – novas refinarias (exceto aquelas em construção)
Refino
Novo
Total cumulado no
período
2010-2014
2015-2019
2020-2024
2025-2030
Emisões
(MtCO2e)
128,2
0
14,0
43,0
71,2
35
Custo Inside Battery Limits (ISBL). Como definido por Dutra e Szklo (2008), “ISBL and OSBL are
defined in engineering economics for performing the profitability evaluation of an industrial plant. ISBL
costs, or Inside Battery Limits Costs, include the cost of plant facilities shown on flowsheet. OSBL costs,
or Offsite Battery Limits cost, include the cost of supporting facilities such as boilers, waste treatment
facilities, laboratories, offices etc”.
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. As emissões totais, incluindo o refino existente e refino novo, para o cenário de referência estão resumidas
na Tabela 10.
Tabela 10 – Emissões totais do refino para o cenário referência em MtCO2e
Cenário
Referência
Total cumulado no
período
2010-2014
2015-2019
2020-2024
2025-2030
Refino
Existente e
Refino Novo
646,6
109,7
141,7
170,7
224,5
GTL O cenário de referência para o caso GTL, que utiliza a Alternativa 1 (Figura 5), considera que o volume de
gás queimado atualmente em flare não será reduzido. Neste caso, o diesel S50 será obtido por meio de
investimentos em unidades convencionais de hidrotratamento nas refinarias. As emissões previstas para a
obtenção desse volume de diesel por meio de unidades convencionais de refino, somadas às emissões do
flare de gás, estão resumidas na Tabela 11.
Tabela 11 – Emissões para o caso GTL no cenário referência
Cenário
Referência
Total cumulado no
periodo
2010-2014
2015-2019
2020-2024
2025-2030
GTL
(MtCO2e)
174,2
0
22,9
45,8
105,4
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. Opções de mitigação e/ou seqüestro
Este capítulo apresenta as opções de mitigação utilizadas. Vale ressaltar que não há medidas de mitigação
para o setor de refino ou gás natural no Plano Nacional de Mudancas Climáticas (PNMC).
Opções de mitigação no refino Conforme (Petrick e Pellegrino 1999), no médio para o longo prazo, é possível estabelecer uma meta de
redução de uso de energia em refinarias entre 15 e 20% (e conseqüentemente em emissões de CO2). A
recuperação e o reaproveitamento de resíduos térmicos apresentam-se como a principal opção no curto
prazo, enquanto a mitigação de incrustações e novas tecnologias de refino têm importância crucial em
médio e longo prazos.
Integração energética e recuperação de calor A integração energética e a recuperação de calor em refinarias é a principal opção para redução do seu
auto-consumo de combustíveis no curto prazo. Não existem grandes esforços de Pesquisa e
Desenvolvimento (P&D) associados a estas opções. Mais do que isto, plantas químicas no Brasil e outras
partes do mundo já adotam técnicas de integração energética com êxito (Szklo, Soares, e Tolmasquim
2004). Especialmente para refinarias, importantes diferenças de temperatura entre correntes frias e quentes
indicam a possibilidade de integração energética, reduzindo a necessidade de aporte externo de calor ou
frio. Aliás, um efeito secundário positivo desta integração é a simultânea redução dos efluentes líquidos,
sobretudo devido ao menor uso de resfriamento por contato direto – quench; e à menor necessidade de
make-up de água de caldeira. Entre as medidas associadas ao gerenciamento da energia térmica de uma
refinaria, destacam-se:

Uso do calor exausto, de baixa qualidade, em ciclos de refrigeração por absorção (Olim et al. 2002); 
Uso de resíduos térmicos para pré‐aquecer cargas;36 
Integração energética e/ou mássica (água e hidrogênio), usando‐se basicamente Técnicas Pinch (Hallale 2001; CTEC 2003); 
Melhoria de queimadores associada ao melhor controle de queima (API 2000); 
Alimentação direta de “produtos intermediários” a processos, sem resfriamento e estocagem, visando recuperar parte do calor residual nestes produtos. Por exemplo, a energia térmica dos produtos da coluna de destilação podem ser recuperados diretamente nas unidades downstream, quando mais contínua for a seqüência de processos, evitando resfriamento e estocagem (EIPPCB 2001); 
Uso de bombas de calor (Worrell & Galitsky 2005) (Ernst Worrell e Christina Galitsky 2005) 
Aumento da turbulência nas superfícies de troca térmica 36
Por exemplo, sistemas de recuperação de calor podem recuperar o calor produzido em processos de
coqueamento.
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Isolamento de redes de condução de calor 
Adoção de um sistema de gerenciamento do vapor (Worrell & Galitsky 2005). 37 Em linhas gerais, através do uso de Técnicas Pinch38, foram verificadas reduções no uso de energia em
refinarias da ordem de 20% (Petrick e Pellegrino 1999); (EIPPCB 2001). Contudo, conforme (Hallale
2001; CTEC 2003), valores típicos devem se situar entre 10 e 25% (como percentagem do consumo total
de combustível apenas). Finalmente, (Alsema 2001) estima que 2% da redução do consumo de combustível
em uma refinaria podem advir de uma melhor recuperação de calor; e, implementando-se técnicas Pinch
para integração energética, este número chegaria a 6%, segundo este autor. (Beer 1998) concorda com estes
números, estimando um potencial de redução com Pinch energético de 5% em refinarias holandesas, a
baixo custo (menor do que 10US$/GJ).
Por sua vez, dois estudos desenvolvidos na refinaria REPLAN (Amorin 2005; Olim et al. 2002) e um
estudo desenvolvido na REDUC (Schor 2006), analisaram o potencial técnico de uso de Técnicas Pinch em
refinarias brasileiras para energia (integração energética) e água (integração mássica).
Embora ressaltem que as redes de integração energética e mássica são opções viáveis no curto prazo para as
duas refinarias brasileiras, os estudos destacam também que nem todas as correntes quentes estão
disponíveis para troca térmica. Produtos voláteis que devem ser rapidamente resfriados por contato direto
com água (quench), correntes intermitentes (Olim et al. 2002), correntes quentes contendo sólidos em
suspensão (como catalisadores), podem ser citados como exemplo. Finalmente, algumas correntes de
elevada exergia térmica (como os gases exaustos do FCC) são de difícil recuperação, pois se encontram em
partes inacessíveis da refinaria (Olim et al. 2002).
De acordo com a simulação de Moreira et al. (2008) da aplicação da técnica Pinch a uma refinaria
brasileira, seria possível uma redução de cerca de 60% do consumo na torre de destilação. Considerando-se
a participação estimada da DA no consumo de energia final de refinarias brasileiras, média do refino
nacional igual a 28%, em 2015, essa redução de consumo na unidade corresponderia a uma redução final
de, aproximadamente, 17%.
Em algumas refinarias (Amoco, Agip (Itália), BP, Chevron, Exxon (na Holanda e no Reino Unido), e Shell
(em várias plantas européias)) onde a técnica Pinch foi aplicada, foram identificas economias entre 20 e
30%, porém a faixa economicamente compensatória seria entre 10 e 15% (Ernst Worrell e Christina
Galitsky 2005).39
Assim, a primeira opção para a aplicação de redes de integração energética em refinarias é a coluna de
destilação atmosférica, que processa grandes volumes de carga e demanda grande quantidade de energia.
Na coluna da REPLAN, por exemplo, a variação de temperatura se dá entre 124 oC e 350oC para o diesel
(vazão de 80,5 kg/s), de 165 oC para 350 oC para o QAV (vazão de 16,6 kg/s), de 304 oC para 350 oC para
gasóleos leves (vazão de 8,3 kg/s). Os primeiros dois produtos deixam a coluna de destilação para serem
hidrotratados, enquanto o último segue para o FCC.
Adicionalmente, além da introdução de redes otimizadas de troca térmica em refinarias brasileiras, o uso de
calor rejeitado de média para baixa qualidade para gerar frio em ciclos de absorção também pode ser uma
alternativa interessante. Neste caso, por exemplo, a corrente fria gerada poderia ser usada no sistema de
produção de vácuo da coluna de destilação a vácuo, aumentando também a eficiência desta coluna.40
Em resumo, considerando-se apenas a integração energética e a recuperação de calor em refinarias
brasileiras e usando-se os dados obtidos em duas grandes refinarias nacionais, pode-se avaliar um potencial
de redução de consumo de combustíveis da ordem de 10% (sobre o total de combustíveis consumido) a um
37
Por exemplo, a qualidade do vapor usado no stripping, na geração de vácuo, atomização, etc, é
normalmente perdida para a água de resfriamento ou para atmosfera. Normalmente, vapor para stripping é
usado para garantir a especificação de temperatura de ignição (flash point) e melhorar o fracionamento de
produtos, aumento o rendimento das unidades de refino.
38
Para maiores detalhes, vide Hallale (2001), Linnhoff et al. (1992) e Linnhoff (1994).
39
Taxa de retorno de cerca de 15% a.a. para vida útil de cerca de 15 anos.
40
Petrick e Pellegrino (1999) descrevem a aplicação de unidades de refrigeração por absorção, com uso de
calor residual, para recuperar GLP adicional de reformadores catalíticos. Isto ocorre, por exemplo, em uma
refinaria em Denver, Colorado, com payback de 1,5 anos. Os mesmos autores também reportam o uso deste
tipo de sistema de refrigeração associado a colunas de destilação atmosférica.
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. custo de implementação, baseado em (Alsema 2001), de aproximadamente 9 EUR/GJ ano, para um projeto
de 15 anos de vida útil com taxa de 15% a.a.. Interessa notar que cerca de 90% destes custos derivam de
investimentos no início do projeto.
Esse valor pode ser considerado ligeiramente conservador se comparado com os valores provenientes da
simulação de Moreira et al. (2008), entre 15 a 21%.41
Controle de incrustações A definição da temperatura de approach e do Pinch Point no desenho de redes de troca térmica é bastante
afetada pelo controle de incrustações. Em redes de troca térmica com incrustações, o approach pode chegar
a 40oC (CTEC 2003), quando valores típicos em refinaria estariam entre 10 e 20oC. A incrustação, que
reduz a eficiência térmica e a capacidade de transferência de calor, é de difícil prevenção, pois os
mecanismos de sua formação ainda não são completamente conhecidos (API 2000). Assim, importa
controlar as incrustações de trocadores de calor em refinarias, que, além de reduzirem a área de troca
térmica, causam problemas de manutenção e riscos de acidentes.42
Neste caso, o processo de dessalgação assume importante papel na redução do consumo energético da
refinaria, ao remover sais e contaminantes da sua carga. Interessantemente, trata-se de uma situação
ambivalente, porque a melhoria da troca térmica também afeta positivamente a dessalgação, porquanto este
processo tem sua eficiência associada a operações dentro de uma faixa ótima de temperatura. Trocadores de
calor com perda de área de troca térmica, devida a incrustações, não garantem o alcance desta faixa ótima,
limitando a capacidade de remoção de sais e metais da unidade de dessalgação (Jacobs 2002). Isto leva a
perdas de óleo, que contaminam o efluente líquido da unidade, e a teores de contaminantes relativamente
elevados na carga.
Uma estimativa do início dos anos 80, para uma refinaria típica de então, com capacidade de
processamento primário de 100 Mbpd, indicou que o auto-consumo de energia poderia ser 30% menor na
destilação atmosférica, se controlasse o problema das incrustações nos trocadores de calor (Exxon 1981).
Um estudo mais recente, porém, levou a um menor potencial de redução do auto-consumo de energia,
devido ao controle de incrustações, ainda que significativo, igual a 10% (ANL 1998). Ainda assim,
segundo (Bailey 1999), somente a indústria de refino de petróleo dos Estados Unidos gasta 2 bilhões de
dólares por ano com problemas associados à incrustação.
Contudo, a diversidade cada vez maior da carga processada, com uso freqüente de óleos não convencionais,
dificulta o processo de desenvolvimento de métodos anti-incrustação. Particularmente importantes, neste
caso, tornam-se os estudos de estabilidade térmica e solubilidade de asfaltenos e ácidos naftênicos e o
desenvolvimento de compostos químicos anti-incrustantes e de remoção de escamas, que não afetem a
qualidade dos produtos da refinaria. Estes desafios são explicados pelo fato de que o fenômeno da
incrustação decorre de diferentes processos e mecanismos (Bott 2001), e também é função do projeto da
rede de troca térmica.
Em resumo, a incrustação em redes de troca térmica é um gargalo para aplicação de sistemas de
recuperação de calor. Os ganhos de redução de consumo de combustíveis apenas com o controle de
incrustação foram estimados em 2% para refinarias norte-americanas (Petrick e Pellegrino 1999) – valor
que se coaduna com os obtidos em Negrao, Madi e Massoqueti (2004) para o Brasil. Um valor maior,
porém, é fornecido em Panchal e Huangfu (2000), indicando a necessidade de novos estudos. Estes autores
analisaram os efeitos da incrustação em um uma coluna de destilação atmosférica de 100 kbpd e
41
Os resultados obtidos em Energy Manager Training (2004) referentes a uma refinaria com processamento
de 1 MMTa de cru, mostram uma economia de 10% de combustível gasto. Esse valor foi obtido
considerando-se um auto-consumo igual a 6,5% (baseado na sua similaridade com a refinaria REGAP).
Como o conjunto de medidas associado à otimização energética economiza 6.450 SRFT (Standard Refinery
Fuel Tonne ), temos que a otimização energética economizou precisamente 10% do combustível gasto na
refinaria (6.450/(1 x 1.000.000 x 6,5%)), ratificando o valor utilizado no trabalho. Os dados de Energy
Manager Training (2004) também corroboram a estimativa econômica de Alsema (2001).
42
Para análise de efeito de incrustação em dutos de refinarias brasileiras, vide Negrao, Madi e Massoqueti
(2004).
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. encontraram um consumo adicional de 13,0 MJ por barril processado (ou cerca de 3,4% do consumo
específico de energia de refinarias brasileiras).
Alsema (2001) estima um custo de operação e manutenção de aproximadamente 15 EUR/GJ ano e 15 anos
de vida útil da tecnologia, enquanto que o custo de investimento pode ser considerado zero.
Entretanto, Worrell e Galitsky (2005) identificaram uma economia de 0,7% através da limpeza dos dutos,
com um payback de 0,7 anos. Ou seja, para pequenas reduções, o payback é baixo, porém este valor fica
dentro da faixa de incerteza.
Sistemas avançados de controle de processo Sistemas avançados de controle de processo baseiam-se em modelos computacionais e uso extensivo de
sensores que aumentam a confiabilidade da produção. Estes sistemas também permitem controlar a
qualidade da produção, reduzindo as paradas para manutenção e seus custos. Grandes são os potenciais
neste caso (Hydrocarbon Processing 2001); por exemplo, Timmons, Jackson e White (2000) combinaram
otimizadores em linha com sistemas de controle existentes para melhorar a operação de um FCC na
refinaria CITGO em Corpus Christi, Texas, com ganhos de US$0,05/barril.
Conforme Alsema (2001), economias de combustível podem ser estimadas, neste caso, entre 2 e 4%. Para
Worrell e Galitsky (2005), porém, estas economias ficam entre 2 e 18%, para refinarias norte-americanas, a
partir de controles de temperatura, umidade, vazão de oxigênio, ar e vapor, com uso de lógica fuzzy 43.
Não existem neste caso estudos de refinarias brasileiras. Sugerimos, portanto, o valor conservador de
Alsema (2001) para refinarias holandesas (2% de redução no consumo de combustíveis). Adicionalmente,
não existem, igualmente, estimativas de custo; contudo, os custos fixos devem ser relativamente elevados,
devido à necessidade de instalar muitos sensores (resistentes amiúde a meios agressivos) e realizar sistemas
inteligentes de controle específicos para cada unidade ou planta. Conforme Katzer, Ramage , e Sapre
(2000), “the refinery of the future will look more like an automated chemical plant”. Assim sendo, Alsema
(2001) assume 25 EUR/GJ ano de custos nivelados de investimento.
Exemplo de estimativa de custos marginais de abatimento das tecnologias comerciais conforme diferentes cenários de preço de petróleo Com base nos valores estimados de redução do consumo de energia final das alternativas comercias em
refinarias, calcularam-se, a título de exemplificação, os custos marginais de abatimento de CO2 para
diferentes cenários de preço de petróleo.
Note-se que estes não são os cenários de preço elaborados pelo PNE 2030, que servirão de base para
elaboração dos cenários de baixo Trata-se aqui tão-somente de avaliar em que medida diferentes valores de
preço de petróleo afetarão os custos de abatimento de emissões de carbono relativos às medidas aqui
analisadas. Isto é importante para explicitar quanto os resultados serão afetados pela previsão de uma
variável tão incerta quanto o preço do petróleo-marcador.
Para as opções comercias de integração energética e recuperação de calor, de controle de incrustações e de
sistemas avançados de controle de processo foram utilizados os valores do percentual de redução de energia
e o custo de implantação da opção tecnológica por energia reduzida por ano. Os dados utilizados estão
resumidos na Tabela 12.44
Tabela 12 – Dados de redução de energia e custo para as opções tecnológicas comerciais
Opções Tecnológicas
Redução de Energia (%)
43
Custo (US$/GJ ano)
Vide também Aprea, Mastrullo, e Renno (2004).
Informações detalhadas destes custos foram inseridas nas planilhas desenvolvidas para o estudo do
Banco Mundial, no seu Tema N2.
44
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. Integração Energética
Controle de Incrustação
Controle Avançado
15%
13
2%
21
2%
36
Nota: 15% a.a. e 15 anos de vida útil.
A receita resultante da redução dos custos operacionais (redução dos custos energéticos do refino, devido
ao menor consumo de energia) foi calculada utilizando-se o preço do petróleo como valor para os
energéticos utilizados. Assim, o resultado do custo marginal de abatimento de CO2 é afetado diretamente
pelo preço do petróleo considerado.
A Tabela 13 resume os valores do custo marginal de abatimento para preços de petróleo entre US$ 35,00 e
US$ 75,00.
Tabela 13 – Custos marginais de abatimento (US$/tCO2)
Preço do
Petróleo (US$)
35
40
45
50
55
60
65
70
75
Integração Energética e
Controle de
Controle
Recuperação de Calor
Incrustação
Avançado
106
240
462
93
226
448
80
213
435
66
199
421
53
186
408
40
173
395
26
159
381
13
146
368
0
133
355
Nota: 15% a.a. e 15 anos de vida útil.
A título de exemplificação, vale observar o valor de custo de abatimento, que seria obtido conforme o preço
de robustez adotado pela empresa Petrobras.45 Como se nota, a um preço de robustez de petróleo de 55
US$/b, o custo marginal de abatimento da opção de integração energética equivale a cerca de 53 US$/tCO2.
Ademais, o valor do custo de abatimento de uma medida de mitigação, como a integração energética, é
muito sensível ao preço do petróleo, anulando-se para o preço de 75 US$/b, a partir do qual, aliás, ele se
torna negativo (logo, trata-se de um benefício e não de um custo). Percebe-se ainda o elevado custo
marginal de abatimento das outras duas opções tecnológicas.
Vale notar, finalmente, que os valores apresentados na Tabela 13 são apenas simulações de custo para
diferentes valores de preço de petróleo WTI.
Quantificação do potencial bruto de mitigação e dos custos marginais de abatimento associados Foram simuladas as alternativas de mitigação relacionadas às unidades da refinaria (especialmente, para
refinarias existentes no Brasil) e as alternativas de mitigação relacionadas ao esquema de refino otimizado
(para novas refinarias no Brasil).
Por sua vez, as alternativas promissoras analisadas no Anexo 1 deste relatório, sob forma de um roadmap
tecnológico, não foram incluídas na análise, na medida em que não é possível estimar com precisão os
custos associados a estas tecnologias ainda não comerciais. Ademais, a sua não inclusão na análise confere
a este último um caráter conservador.
Em resumo, como antes afirmado, para as novas refinarias previstas no PNE 2030 (5 novas refinarias, se
não se considerarem aquelas em construção), as opções de mitigação estão associadas tanto à possibilidade
de revisão/modificação do esquema de refino (escolha de unidades produtivas) quanto a ganhos de
45
O preço de robustez é uma referência de preço utilizado pelas empresas de petróleo na análise de
viabilidade de cada um de seus projetos isoladamente. É o preço mínimo que garantirá um VPL líquido
positivo para o projeto analisado.
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. eficiência em unidades específicas.46 Para refinarias existentes (12 refinarias) e refinarias em construção (2
refinarias), apenas as opções de mitigação associadas aos ganhos de eficiência em unidades da refinaria
serão avaliadas em termos de custo de abatimento, sendo inseridas no Cenário de Baixo Carbono.
Para as refinarias existentes e em construção, foram consideradas duas fases de implantação das medidas
mitigatórias consideradas no estudo. A primeira fase considerou a implantação das medidas no ano de
2015, nas seguintes refinarias: COMPERJ, RENEST, REPLAN, REDUC e REGAP. A segunda fase,
prevista para o ano de 2020, considera a implantação das medidas para as refinarias restantes, que são:
RPBC, RECAP, REVAP, REFAP, RLAM, REMAN, LUBNOR, REPAR, IPIRANGA.
No caso do refino novo foram consideradas as projeções do PNE apresentadas na Figura 8. Vale ressaltar
que as refinarias COMPERJ e RENEST (que aparecem na Figura 8 como refinaria de Itaboraí e refinaria do
Nordeste, respectivamente) foram consideradas junto com as refinarias existentes, porque já estão em fase
de construção e já possuem os seus esquemas de refino definidos.
Figura 8 – Expansão da capacidade de refino no Brasil
Fonte: EPE (2007).
Também vale destacar que a otimização do refino novo mostrou que o esquema de novas refinarias (diesel
ou petroquímica) sofre modificação para um incentivo financeiro associado a um preço do carbono de 100
US$/tCO2. A otimização realizada considerou uma taxa de desconto de 15% a.a., que é a taxa de desconto
setorial, para avaliar projetos na área de refino. Para o esquema de refino modificado a 15% aa. de taxa de
desconto o custo marginal de abatimento é igual ao valor do incentivo financeiro, portanto é igual a 100
US$/tCO2. Este mesmo esquema otimizado foi submetido a uma taxa de desconto de 8% e apresentou um
custo marginal de abatimento de aproximadamente 58 US/tCO2.
Os resultados de custo de marginal de abatimento e das reduções de emissões de CO2, obtidos quando
considerada uma taxa de desconto de 15%, para cada uma das três medidas de mitigação e para a mudança
no esquema de refino do refino novo estão resumidos na Tabela 14.47
46
No caso de refinarias novas, estas duas alternativas não são excludentes, na medida em que tanto se pode
atuar no esquema de refino quanto no processo em si.
47
Estes resultados derivam diretamente da inserção de dados técnico-econômicos nas planilhas de
simulação de custo nivelado de abatimento adaptadas pela equipe de estudo ao Tema N2.
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. Tabela 14 - Mitigation Options (15% discount rate)
Marginal Abatement
Cost (US$/tCO2)
Emission Reduction
(MtCO2)
99,9
51,8
Heat integration
77,3
52,3
Fouling mitigation
210,8
7,0
Advanced control
433,2
7,0
Changing design of new refineries
Improving energy use of existing
refinery units
Os resultados das mesmas medidas quando submetidas a uma taxa de desconto de 8% estão resumidos na
Tabela 15.
Tabela 15 - Mitigation Options (8% discount rate)
Marginal Abatement
Cost (US$/tCO2)
Emission Reduction
(MtCO2)
58,3
51,8
Heat integration
20,2
52,3
Fouling mitigation
115,6
7,0
Advanced control
274,6
7,0
refinery units
O custo adicional de investimento no período da análise, entre os anos de 2010 e 2030, foram resumidos na
Tabela 16, para as taxas de desconto de 8% e 15%.
Tabela 16 - Additional Investments (2010-2030)
Investments Net Present Values (US$)
8%
15%
1.587.205.770
831.396.231
2.159.889.141
1.332.722.643
refinery units
Heat integration
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. Fouling mitigation
479.975.365
296.160.587
Advanced control
799.958.941
493.600.979
Note-se finalmente que os valores de custo de abatimento, que foram apresentados nesta seção a partir da
simulação do cenário de Baixo Carbono, não são exatamente iguais àqueles que foram apresentados
anteriormente para diferentes preços de petróleo WTI (vide Tabela 13) 48. Isto decorre exclusivamente do
cenário de preços de petróleo e derivados que foi inserido no Cenário de Baixo Carbono. Este cenário é
aquele que foi elaborado no cenário de referência do estudo, o PNE 2030. Como a Tabela 13 mostrou, o
valor do custo de abatimento de uma medida de mitigação, como a integração energética, é muito sensível
ao cenário de preço do petróleo.
Ainda assim, é possível concluir que, considerando-se o atual conjunto de tecnologias de refinação
disponíveis, o refino de petróleo no Brasil se depara com custos de abatimento relativamente elevados,
especialmente para medidas consideradas promissoras para o médio prazo, como os sensores avançados.
A mudança de esquema (configuração) de novas refinarias, sob a percepção de custo de oportunidade do
agente privado, se depara com custos de abatimento de cerca de 100 US$/tCO2, o que explica, inclusive, a
sua não incorporação nos projetos de novas refinarias que vem sendo desenvolvidos no mundo. Mesmo, à
taxa de 8% a.a., os custos de abatimento desta opção de mitigação ainda superam 50 US$/tCO2 – valor,
este, normalmente considerado nas análises de cenarização do preço futuro do carbono (Schaeffer et al.,
2008).
A alternativa que se mostra mais promissora é a integração energética, que, à taxa de 8% a.a., se depara
com custos na faixa de 20 US$/tCO2. Porém, sob o prisma do investidor privado, o valor na ordem de 80
US$/tCO2, é ainda elevado e explica porque refinarias européias, para as quais se alocaram permissões de
emissão, têm grande dificuldade em reduzir suas emissões de carbono. De certo modo, esta distância entre
os valores às taxa de 8% a.a. e 15% a.a. indica uma possibilidade de ação do Estado no sentido de favorecer
a adoção de medidas de redução de emissões de carbono em refinarias brasileiras. A Tabela 17 resume os
custos e receita para cada uma das medidas consideradas.
Tabela 17 – Custos de investimento e receita para as medidas consideradas (US$)
Proposta considerada
New refineries (1)
Improving energy use
of existing refinery
units (2)
Heat integration
Fouling mitigation
Advanced control
Opções do Cenário de Referencia
Valor
Valor presente do
presente
Custo
da Receita
Opções de mitigação ou seqüestro
Valor presente do
Custo
Valor presente
da Receita
23.755.349.062
0
24.586.745.293
0
0
0
0
0
0
0
1.499.764.744
371.204.669
555.468.423
1.047.591.235
139.678.831
139.678.831
Nota 1: Como os esquemas de refino têm os mesmos custos operacionais e as mesmas vendas de
deriavados, para o cenário de referencia e o cenário baixo carbono, não foi necessário o a utilização de
informações que mutuamente se anulariam no fluxo de caixa. Assim o resultado da receita foi nulo.
Nota 2: No caso das refinarias existentes, a receita é consequência da redução do consumo de
energia com a medida é aplicada. Assim, esta é a receita que pode ser obtida com a redução do consumo de
petróleo. Também não foram utilizadas informações que mutuamente se anulariam no fluxo de caixa.
Nota (3): Total da receita sem a receita de carbono
A Tabela 18 resume os resultados do potencial bruto de redução de emissões e custo marginal de
abatimento para o setor de refino.
48
Ainda que estejam na mesma ordem de grandeza.
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. Tabela 18 – Resumo do potencial de redução de emissões e custos para o refino
51,8
Custo de
abatimento
médio no
período
(US$/tCO2)
Taxa de
desconto (8%)
58,3
52,3
7,0
7,0
20,2
115,6
274,6
Potencial
de redução
bruto
entre
2010-30
(tCO2e)
Opções de Mitigação ou Seqüestro
Improving energy use of existing refinery units
Heat integration
Fouling mitigation
Advanced control
Break-Even
Carbon
Price
(US$/tCO2)
99,9
77,3
210,8
433,2
Barreiras e medidas A implantação das medidas de mitigação nas refinarias brasileiras para o cenário de baixo carbono
apresenta algumas barreiras. Neste caso, as principais barreiras encontradas são:

O nível de maturidade de algumas tecnologias consideradas no estudo (por exemplo, o CCS, GTL,
ODP, etc) afeta negativamente a percepção de risco dos agentes privados, neste caso a Petrobras, e
deverá levar a maiores custos de transação.

Mesmo para as tecnologias comercias consideradas no estudo (integração energética, controle de
incrustação e controle avançado) existe uma diferença considerável entre as taxas de desconto
utilizadas pela iniciativa privada na indústria do petróleo e a taxa de desconto utilizada pelo
Estado para comparar investimentos em infra-estrutura. Isso mostra um alto custo de oportunidade
das empresas de petróleo.
É importante ressaltar que as empresas de petróleo normalmente inventariam suas emissões de carbono e
têm capacidade técnica e financeira para agir49, mas geralmente preferem investir em seu negócio principal,
que é a descoberta de novas reservas e a produção de petróleo.
Apesar das barreiras identificadas, parte do diferencial de custo marginal de abatimento, mostrado na
Tabela 14 e na Tabela 15, poderia ser coberto por programas de incentivo à eficiência energética de
refinarias.
Atualmente, já existem programas deste tipo sob a égide do CONPET. O Programa nacional da
Racionalização do Uso dos Derivados de Petróleo e Gás Natural (CONPET) é um programa do Ministério
de Minas e Energia, coordenado por representantes de órgãos do Governo Federal e da iniciativa privada. A
Petrobras tem a responsabilidade de fornecer recursos técnicos, administrativos e financeiros. A Gerência
Executiva de Desenvolvimento Energético / Suporte ao CONPET é o órgão da Companhia que exerce a
função de Secretaria Executiva do CONPET, sendo responsável por elaborar projetos, operacionalizar as
estratégias, promover a articulação institucional e divulgar as ações do Programa. Esta Gerência é ligada ao
diretor da área de Gás e Energia que, conforme decreto presidencial é o Secretário-Executivo do CONPET
49
Este é o caso da Petrobras.
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. (CONPET 2008). Contudo, o orçamento anual do CONPET é relativamente reduzido, abaixo de 5 milhões
de reais (REA 2008). Assim, outras fontes de financiamento devem ser implementadas.
De fato, o CONPET poderia ser acelerado com auxílio de programas do BNDES. O Banco Nacional de
Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) está vinculado ao Ministério do desenvolvimento,
Indústria e Comércio Exterior e tem como objetivo apoiar empreendimentos que contribuam para o
desenvolvimento do país. O BNDES financia grandes empreendimentos industriais e de infra-estrutura.
Tem como posição principal, o apoio a investimentos em agricultura, no comércio e serviço e nas micro,
pequenas e médias empresas, e nos investimentos sociais, para a educação e saúde, agricultura familiar,
saneamento básico e ambiental e transporte coletivo de massa. O BNDES possui duas subsidiárias, a
Agência Especial de Financiamento Industrial FINAME e a BNDES Participações (BNDESPAR), que
foram criadas com o objetivo, respectivamente, de financiar a comercialização de máquinas e equipamentos
e de possibilitar a subscrição de valores mobiliários no mercado de capitais brasileiro. O conjunto dessas
três empresas forma o "Sistema BNDES", como o FINAME (BNDES 2009).
Finalmente, outra classe de alternativas de mitigação analisadas para o refino de petróleo esteve associada à
modificação do esquema ótimo de refino diante de determinados custos de carbono. Como vimos, o refino
somente modificou seu esquema ótimo de refino para elevados valores de carbono, na ordem de 100
US$/tCO2.
Houve, porém, uma variação neste resultado, quando se considerou a possibilidade de captura e seqüestro
de carbono (CCS) ao custo de 50 US$/tCO2. Neste caso, o esquema de refino passou a se modificar em prol
de produção de H2 para HCC (em detrimento da unidade mais energo-intensiva de FCC) e para uso
energético na refinaria. O CO2 produzido na unidade de produção de H2 seria capturado. A Tabela 19
apresenta os principais resultados para a sensibilidade de instalação de uma unidade de CCS, nos casos da
Refinaria Petroquímica e da Refinaria Diesel.
Tabela 19- Refinarias com Taxação de CO2 e Captura de Carbono
mil t/ano
US$/tCO2
Consumo Petróleo
Consumo GN (Mm3/dia)
Importação
Total
Produção Total
H2 para combustível
Emissões CO2
Petroquímica
Diesel
50
50
10.000
3,14
255
11.081
9.468
10.419
136
2.746
10.000
2,19
364
10.940
9.991
10.543
42
1.681
Isto indica que o CCS pode se tornar uma medida-chave de redução de emissões de CO2 de refinarias no
futuro, alterando não apenas as operações unitárias do refino, mas, sobretudo, o esquema da refinaria. Para
tanto, contudo, esta alternativa deve beneficiar-se de avanços tecnológicos e redução de custo.
Mas, não é apenas o CCS que se enquadra nesta categoria. Duas alternativas promissoras deveriam ser
desenvolvidas no Brasil: a biodessulfurização e a dessulfurização oxidativa (ODP) de diesel. No primeiro
caso, trata-se de processos promissores de redução de teor de enxofre de derivados de petróleo sem
hidrog6enio e em condições brandas (com menor consumo de energia). No segundo caso, trata-se de
técnica de dessulfurização sem hidrogênio, bastante promissora para diesel, que é o derivado chave da
matriz energética brasileira, e cuja redução do teor de enxofre, estabelecida em lei, deverá elevar bastante
as emissões de CO2 do refino brasileiro (Szklo e Schaeffer 2007).
De fato, o processo ODP, ainda que em fase de desenvolvimento, é bem promissor para o diesel (Lü et al.
2006), mas não para a gasolina, devido às reações competitivas de epoxidação de olefinas (Ali et al. 2006).
Alguns estudos recomendam também o uso da técnica ODP conjugada ao HDS brando. O último serve para
reduzir o teor de enxofre do diesel de mais de mil ppm para centenas de ppm. A ODP vem em seguida para
a dessulfurização profunda do diesel (Ali et al. 2006).
Note-se aqui que o uso de técnicas de dessulfurização sem adição de hidrogênio permitiria usar o
hidrogênio produzido na refinaria como combustível. Isto reduziria ainda mais as emissões de carbono da
unidade industrial, e poderia ser simultâneo ao CCS no refino.
Tanto para CCS quanto para as outras alternativas promissoras, torna-se imprescindível a etapa de P&D.
Neste caso, novamente o fundo setorial CT- Petro deve ser instrumento fundamental de incentivo através
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. de chamadas dirigidas para estas alternativas. O CT-Petro é um fundo criado em 1999 com o objetivo de
estimular a inovação na cadeia produtiva do setor de petróleo e gás natural, além da formação e
qualificação de recursos humanos e o desenvolvimento de projetos em parceria entre empresas e
universidades, instituições de ensino superior ou centros de pesquisa do País. O objetivo é o aumento da
produção e da produtividade, a redução de custos e dos preços e a melhoria da qualidade dos produtos
desse setor. O recurso do fundo tem como fonte de financiamento 25% da parcela do valor dos royalties
que exceder a 5% da produção de petróleo e gás natural (Finep 2008).
A utilização do montante recolhido pelos fundos de ciência e tecnologia e destinados ao Fundo Nacional de
Desenvolvimento Científico e Tecnológico (FNDCT) depende, em primeiro lugar, de sua inclusão na
proposta orçamentária encaminhada pelo governo, que é feita baseada em previsão de arrecadação, e de sua
aprovação pelo Congresso Nacional Pacheco (2007). Mesmo que o montante total recolhido seja idêntico
ao valor autorizado na Lei Orçamentária, isto não garante a aplicação deste montante. Durante a execução
orçamentária, os recursos ainda são submetidos a limites de empenho, ou contingenciamentos,
estabelecidos pelo Poder Executivo.
De fato, o financiamento do setor de ciência e tecnologia sofre o problema de estar desvinculado das
receitas arrecadadas pelo CT-Petro. Tal fato permite ao Governo Federal, durante o cálculo da previsão da
receita arrecadada, descontar os recursos desvinculados. Estas desvinculações e a programação de parcela
dos recursos em Reservas de Contingência provocaram um descolamento entre as curvas de crescimento da
arrecadação do CT-Petro e dos limites de empenho: por exemplo, como está bem detalhado em Pacheco
(2007), mesmo tendo a arrecadação triplicado de 2001 a 2004 (um montante total de R$ 1,6 bilhão), os
valores empenhados mantiveram-se quase constantes, atingindo em 2004 apenas R$ 595 milhões (cerca de
37,5% do total arrecadado naquele ano). 50 A Tabela 20 resume as políticas para o refino nacional.51
Tabela 20 – Resumo das Políticas para o refino nacional
Políticas adotadas
Classificação
Observação
Dispêndio anual R$ 600 milhões com C&T através dos fundos
setoriais no Brasil.
P&DD/CT Petro
Retificativa
Modificação sensível do esquema de refino para 50 $/tCO2,
quando se considera a opção CCS
Entre abril de 2007 e abril de 2008, o desembolso do Finame
superou 18 bilhões de reais. Em 2008, os desembolsos do
BNDES com o setor industrial totalizaram cerca de R$ 40
BNDES/Finame
Retificativa
bilhões. O mais recente plano de investimento da Petrobras
(2009-2013) considera a captação de cerca de 12 bilhões de
dólares do BNDES.
Dispêndio abaixo de 5 milhões de reais por ano. Valor bem
Intensificação do
inferior, por exemplo, ao custo nivelado de abatimento na
Retificativa
Programa CONPET
otimização energética de refinaria (na faixa entre US$ 35 a 70
milhões)
Com o objetivo de se considerar as implicações e eventuais problemas que possam existir com a adoção das
medidas de mitigação, foi realizada a análise, ainda que muito preliminar, dos prováveis ganhadores e
perdedores. Pode-se assim visualizar a origem e a intensidade das resistências e apoio às propostas de
medidas de mtigação, e, se for o caso, a necessidade de compensações.
No caso da intensificação do CONPET, os ganhadores identificados são: a sociedade, o governo e
eventualmente a Petrobras, na medida em que a redução do uso final de energia em suas refinarias pode
tornar-se uma estratégia do tipo win-win, levando também à redução dos custos operacionais do refino
(cerca de 50% destes custos são explicados pelo consumo de energia – Szklo e Uller (2008)). Contudo,
50
Foge ao escopo do presente estudo discutir as virtudes macroeconômicas da manutenção do superávit
primário no Brasil, através do contingenciamento de recursos arrecadados, como aqueles que poderiam se
destinar ao CT-Petro. Aqui, pretende-se apenas indicar que existe uma arrecadação maior do que aquela
efetivamente empenhada no CT-Petro, que poderia se destinar a P&D visando redução de consumo de
energia e CCS em refinarias brasileiras.
51
Utilizou-se a seguinte classificação para as políticas: INCREMENTAL – novas políticas;
RETIFICATIVA - ajustes em políticas existentes; SUBSTITUTIVA - substitui integralmente as políticas
existentes; DERROGATÓRIAS - elimina políticas perversas ou inócuas.
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. dependendo do aporte de recursos que seriam destinados a essas medidas, a Petrobras seria eventualmente
o perdedor, uma vez que o orçamento anual do CONPET é relativamente reduzido, abaixo de 5 milhões de
reais (REA 2008) Assim, atividades atualmente fincanciadas pelo CONPET poderiam ser comprometidas.
Uma possível compensação poderia ser a utilização de benefícios fiscais à Petrobras, para seus
investimentos em eficiência energética. Neste caso, o governo perderia parte de sua arrecadação fiscal,
como forma de incentivar investimentos da Petrobras em eficiência energética, dentro do Programa
CONPET.
No caso da utilização do CT-Petro para investimentos em P&DD, os ganhadores seriam os consumidores,
os centros de pesquisa, as universidades e a Petrobras. O governo seria o perdedor, por causa da queda de
arrecadação para fazer o superávit primário. Neste caso não existiria possibilidade de compensação, salvo
por meio de uma melhor aplicação dos recursos públicos. Não obstante, é importante notar que a perda de
arrecadação fiscal leva a um efeito de primeira ordem de redução do orçamento do governo, mas pode
estimular a atividade econômica e gerar um efeito de segunda ordem (defasado no tempo em relação ao
primeiro) de aumento da arrecadação governamental.
O financiamento com a utilização do FINAME/BNDES apresenta como ganhadores os consumidores e a
Petrobras. Outros setores industriais que pleiteiam e disputam os recursos do FINAME poderão ser os
perdedores neste caso. Uma possível medida de de compensação poderia ser a ampliação do FINAME, a
abertura de linhas de crédito especiais para os setores que perdessem acesso ao programa e a utilização de
benefícios fiscais.
Opções de mitigação via GTL embarcado O processo completo de conversão indireta do gás natural, processo GTL, para líquidos pode ser dividido
em três seções, representadas cada uma por processos distintos (Vosloo 2001; Basini 2005; Sousa-Aguiar,
Appel, e Mota 2005; Breed et al. 2005; Knottenbelt 2002; van der Laan 1999): produção do syngas52,
transformação do syngas53 e upgrading54
Os três estágios, quando considerados individualmente, são tecnologias bem estabelecidas, otimizadas e
com viabilidade comercial comprovada. Contudo, o uso conjunto das três tecnologias, para formarem o
processo GTL, apesar de comprovada comercialmente, ainda não é muito utilizada (Vosloo 2001).
Vale ressaltar que a planta GTL considerada neste estudo para operação offshore não possui a última etapa
de upgrading, que receberia o produto da etapa de transformação do syngas, o syncrude, para a obtenção
dos produtos finais.
Apesar da existência de tecnologias disponíveis comercialmente para aplicações onshore, o estudo
considera uma tecnologia promissora para a aplicação no ambiente offshore. Este ambiente requer uma
planta GTL capaz de operar em condições específicas. O GTL embarcado requer processos nãoconvencionais, mais compactos e com capacidade flexível.55
52
O gás de síntese ou syngas é composto por CO e H2. Para maiores detalhes sobre a etapa de produção do
syngas, ver Rice e Mann (2007), Vosloo (2001), Keshav e Basu (2007), Song e Guo (2006), Bharadwaj e
Schmidt (1995), Pena, Gómez e Fierro (1996), Rostrup-Nielsen (2005), Copeland, Gershanovich, e
Windecker (2005), Fleisch (2006), Wilhelm et al. (2001), Brophy (2004), Tonkovich et al. (2008),
Tonkovich et al. (2004), Basini (2005), Aasberg-Petersen et al. (2003), Bakkerud (2005).
53
O estudo considera a síntese de Fischer-Tropsch na etapa de transformação. Para mais detalhes da etapa
de transformação do syngas ver Vosloo (2001), van der Laan (1999); Stelmachowski e Nowicki (2003),
van der Laan (1999), Sie e Krishna (1999), Tonkovich et al. (2008), Dry (2004); de Klerk (2008).
54
A viabilidade de operação da etapa de upgrading não foi demonstrada nas mesmas condições das etapas
de produção do syngas e síntese de FT (Worley Intenational 2000). Assim, a escolha por produtos
acabados ou pelo produto utilizado como produto base para esta etapa, o syncrude, pode ser fortemente
influenciada pelas condições disponíveis para as plantas offshore.
55
Para maiores detalhes dos requisitos que precisam ser atendidos para que a tecnologia GTL seja utilizada
em ambiente offshore ver: de Souza, Jacob, e Ellwanger (1998), Tonkovich et al. (2008), Olsvik (2005),
Riches (2007), Ekins, Vanner, e Firebrace (2007), Hutton e Holmes (2005), Stacey e Sharp (2007),
Brumby, Verhelst, e Cheret (2005).
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. Das tecnologias identificadas em um roadmap56 tecnológico da tecnologia GTL para a aplicação em
ambiente offshore, a SMR de microcanais foi a tecnologia que melhor atendeu às condições operacionais
para o caso estudado. Serão utilizados, a título de exemplificação, os dados de eficiência, capacidade e
custo de capital da tecnologia SMR de microcanais da empresa CompactGTL, que possui um contrato com
a Petrobras para desenvolvimento e aplicação dessa tecnologia para o Brasil (CompactGTL 2008).
Características do Syncrude
O produto da etapa de transformação do syngas vem sendo chamado de syncrude por alguns autores e
fabricantes. No entanto, esta denominação não é suficiente para definir com exatidão as características
desse produto.
A síntese de Fischer-Tropsch (FT), processo considerado neste estudo para a etapa de transformação do
syngas na planta GTL, é classificada em duas classes de acordo com a sua temperatura de operação (de
Klerk 2008): High-temperature Fischer-Tropsch (HT-FT) e Low-temperature Fischer-Tropsch (LT-FT). A
tecnologia da empresa CompactGTL considera a síntese LT-FT.57 Neste caso, o produto que será obtido é
uma n-parafina,58 portanto uma cera, com uma pequena parcela de olefinas, oxigenados e aromáticos. O
produto pode conter hidrocarbonetos C100 ou maiores dependendo do valor α 59 da síntese LT-FT (de Klerk
2008). Portanto, o produto da síntese de FT, que vem sendo chamado de syncrude, é uma cera.
A descrição das características do syncrude é de extrema importância, porque estas características irão
indicar qual a melhor emprego desse produto. Uma das opções seria a mistura do syncrude com a carga de
óleo produzido na plataforma, aproveitando a estrutura de transporte existente. No entanto, este estudo
propõe o envio do syncrude, separadamente do óleo produzido, para etapa de upgrading, uma vez que as
suas características, juntamente com a necessidade da produção de diesel S50 no refino brasileiro podem
justificar esta utilização.
Destino do Syncrude
A proposta para a utilização do syncrude não é simplesmente enviá-lo a uma refinaria, mais precisamente
para uma unidade de destilação atmosférica, mas sim, seguir para etapas de refino mais a jusante do
processo de refino.
Considerando as diferentes características do syncrude em relação ao óleo cru, não há a necessidade da
carga de syncrude ser submetida às mesmas etapas que a carga de óleo cru, que entra na refinaria na
Unidade de Destilação Atmosférica (UDA).60
Apesar de poder ser utilizado o mesmo esquema de refino do petróleo para o syncrude, ele será menos
eficiente (de Klerk 2008). O refino do syncrude é mais fácil, ou em outras palavras, consome menos
energia e conseqüentemente tem menor potencial para causar impacto ambiental.
Considerando o pequeno segmento de mercado que cada tipo de syncrude representa, poucas tecnologias
foram desenvolvidas especificamente para o seu hidroprocessamento. Isso pode levar a conclusão errada de
56
Para maiores detalhes sobre os projetos dos fabricantes ver: para CompactGTL ver Nichols (2007),
CompactGTL (2008), Riches (2007); para Statoil ver Hansen (2005), Olsvik (2005); para Velocys ver
Velocys (2008), Tonkovich et al. (2004), Tonkovich et al. (2008); para Syntroleum Corp. e Bluewater
Energy Services BV ver Bluewater (2006); para Syntroleum e Sovereign ver Petroleum Africa Magazine
(2004); para Coogee Chemicals e Mogal Marine ver Coogee Chemical (2007); para Heatric Seris et al.
(2008); para JOGMEC ver Ondrey (2007), Banister e Rumbold (2005) e Gas e Corporation (2008); Para
One Synergy ver Davy Process Technology (2007), Wakamura (2005), Freid, Gamlin e Ashely (2003);
para Metaprocess ver Liats (2006) e Metaprocess (2008) .
57
A empresa CompactGTL considera a síntese de F-T ocorrendo a uma temperatura, tipicamente entre 200
e 350°C, por exemplo 280°C e a uma elevada pressão tipicamente entre 2MPa e 4 MPa, por exemplo 2,5
MPa. Para mais detalhes da tecnologia ver as patentes US 7.186.388 B2 / US 7.189.271 B2 / US 7.201.883
B2 / US 7.235.218 B2 / US 7.300.635 B2 / US 7.223.373 B2 disponível em Patentstorm (2008).
58
Por exemplo, a dos produtos da operação do reator Sasol LT-FT em Sasolburg são: gás, condensados e
cera. A cera é predominantemente parafínica, com um teor de aproximadamente 94% wt de n-parafinas
(Leckel e Liwanga-Ehumbu 2006; Leckel 2007).
59
Para maiores detalhes sobre a distribuição do número de carbonos do syncrude ver Stelmachowski e
Nowicki (2003) e de Klerk (2008).
60
Ver Leckel (2007), de Klerk (2008) e Leckel e Liwanga-Ehumbu (2006).
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. que o hidroprocessamento do syncrude e do petróleo são similares, considerando que os mesmo princípios
básicos e catalisadores comerciais são utilizados para os dois (de Klerk 2008).
De acordo com o derivado que se deseja obter, a carga de syncrude deve seguir para processos distintos.
Por exemplo, o syncrude pode seguir para uma unidade de Craqueamento Catalítico (FCC) 61 para atender
uma maior necessidade por gasolina ou pode seguir diretamente para uma unidade de Hidrocraqueamento
Catalítico (HCC) se os produtos almejados forem o diesel ou lubrificante.
No caso brasileiro há a necessidade de produção de diesel. Assim, seria um desperdício misturar o syncrude
a carga de cru dada à necessidade do Brasil em produzir diesel S-50.
Este estudo considerou na etapa de upgrading uma configuração que inclui o processo de
hidrocraqueamento do syncrude.62 O objetivo, aqui, é comparar a viabilidade do hidrocraqueamento do
syncrude em termos de consumo de energia e, conseqüentemente emissões de CO2e, com outras
possibilidades de obtenção, com a mesma especificação, dos mesmos volumes e produtos obtidos a partir
de carga de cru, que é submetida a outros processos de refino. Para que essa comparação seja realizada
será foi necessária uma análise mais aprofundada das características dos processos de refino que serão
considerados.
É importante ressaltar que o hidrocraqueamento do syncrude não resulta em apenas um único produto.
Assim, baseado em Holt Campbell Payton (2005), considerou-se o rendimento (vv) de 30% em Nafta e
70% em Diesel.
A comparação do consumo final de energia e das emissões para a obtenção do produto final, diesel S50,
por meio das duas alternativas consideradas, deverá levar em conta o volume de nafta obtido no HCC.
Neste caso, o estudo precisou analisar as seguintes unidades de refino: hidrocraqueameto (HCC),
hidrotratamento (HDT) e hidrodessulfurização (HDS).
Hidrocraqueamento Catalítico (HCC)
O processamento do syncrude no HCC gera algumas peculiaridades. A liberação de energia durante o
hidrotratamento é menor devido ao alto teor de parafina presente, resultando em uma operação quase
isotérmica (de Klerk 2008). 63
As unidades convencionais de HCC para óleo cru operam tipicamente a temperaturas maiores que 350°C e
pressões maiores que 10 MPa, enquanto que o unidades de hidrocraqueamento de syncrude pode operar a
baixas temperaturas e pressões para atingir o mesmo nível de conversão (Leckel 2007). A disponibilidade
de hidrogênio durante o hidroprocessamento de syncrude é significativamente maior que durante o
hidroprocessamento de resíduos derivados de óleo cru porque existem menos aromáticos e heteroátomos
para consumir o hidrogênio.64 Além disso, não existe a necessidade de pré-tratamento da carga para
61
A carga do craquemento catalítico é, normalmente, constituída de gasóleos leves e pesados da unidade de
destilação atmosférica (ou de destilação a vácuo), da unidade de coqueament e das operações de
desasfaltação. No entanto, quanto mais parafínica for a carga (ou com fator KUOP acima de 11,5), mais
fácil o seu craqueamento, porque o catalisador dificilmente quebra os anéis aromáticos dos compostos que
compõem a carga do FCC (Szklo 2005).
62
Por exemplo, o estudo Marano e Ciferno (2001), que utilizou oito configurações conceituais para uma
análise de ciclo de vida (ACV) da síntese de FT, ratifica a hipótese considerada neste estudo, de envio da
carga de syncrude diretamente para uma unidade a jusante do processo de refino. O estudo citado
considera oito opções que diferem entre si de acordo com a extensão ou complexidade dos processos de
upgrading utilizados para converter os produtos da síntese de FT em derivados finais. Não foram
considerados outros processos de refino, apenas o HCC para a conversão do syncrude em nafta e
destilados.
63
O processo de hidrocaqueamento do syncrude (LT-FT) é quase isotérmico, por causa do balanço
resultante entre a reação que craqueamento, que é endotérmica, e a saturação das olefinas, que é uma reação
exotérmica. No hidroprocessamento dos resíduos do cru a reação é exotérmica por causa do alto teor de
aromáticos e de heteroátomos (de Klerk 2008).
64
O syncrude possui mais oxigênio como heteroátomo em sua composição do que as cargas típicas de um
HCC convencional. Como o HDO é mais fácil que o HDN, utilizando-se catalisadores de HDN deve-se
obter um bom resultado com o HDO (de Klerk 2008; Leckel 2007). Para componentes isoestruturais a
facilidade de hidrogenação dos heteroatomos segue tipicamente a seguinte ordem (de Klerk 2008):
hidrodessulfurização (HDS) > hidrodeoxigenação (HDO) > hidrodesnitrogenação (HDN).
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. aumentar a eficiência do processo de hidrocraqueamento (Leckel 2007; Leckel e Liwanga-Ehumbu 2006;
R. A Meyers 2003).
A operação do HCC a uma baixa pressão (3,5 MPa) aumenta a razão de iso-parafina para n-parafina para a
faixa de carbono entre C15 e C22, mas não afeta o grau de isomerização significativamente para faixas
maiores que C22. Uma pressão maior (7,0 MPa) diminui a isomerização e a parcela na faixa maior que C23
e aumenta a seletividade do diesel inibindo por meio da inibição do craqueamento secundário (Leckel e
Liwanga-Ehumbu 2006).65
Considerou-se, na estimativa do consumo de energia, o HCC de leito fixo UOP Unicraking.66 O processo
UOP Unicracking é realizado a temperaturas e pressões moderadas no leito fixo onde o insumo é craqueado
em uma atmosfera rica em H2. As condições exatas de processo variam de acordo com as propriedades do
insumo utilizado e dos produtos a serem obtidos. Geralmente as reações ocorrem a pressões entre 3,5 e 21,5
MPa e temperaturas entre 280°C e 475°C (R. A Meyers 2003).
O consumo de energia foi estimado considerando-se que todo o hidrogênio consumido na unidade é
produzido basicamente pela reforma a vapor. Os dados do consumo de energia foram baseados em
Energetics (2007), Gary, Handwerk, e Kaiser (2007) e Meyers (2003).
Hidrotratamento (HDT)
A necessidade de redução do teor de enxofre imposta pela nova legislação brasileira, tornará obrigatória
algumas alterações no esquema de refino. A maior parte do diesel brasileiro é straight run 67 e segue para o
pool de diesel juntamente com a corrente Light FCC Cycle Oil (LCO), produto da unidade de
craqueamento catalítico (FCC). Quando a nova legislação, que obriga a utilização do diesel S50, entrar em
vigor, haverá a necessidade do upgrading do LCO para que este continue podendo seguir para o pool do
diesel. O LCO é, portanto, a produção marginal ou a parcela do diesel produzido atualmente que deixará
der ser classificada como diesel quando submetido às novas especificações para a sua comercialização.
Assim, o processo de hidrotratamento (HDT) foi escolhido como a opção para o tratamento do LCO. Os
custos de uma unidade para tratamento de LCO são função de diversos fatores como o preço do produto e
valores atribuídos a carga de LCO, que varia de acordo com a sua disposição final (Thakkar et al. 2005).
Hidrodessulfurização (HDS)
Um volume equivalente de nafta, obtida na alternativa 1, precisará ser tratado em uma unidade de
hidrodessulfurização (HDS) no refino, para obter as mesmas especificações da nafta que será obtida na
alternativa 2, no processamento de syncrude na unidade de HCC. Essa foi a solução encontrada no estudo
para que pudesse ser realizada a comparação, em volume e qualidade, entre a alternativas 1 e alternativa 2,
em relação aos seus respectivos produtos obtidos e que serão comercializados.
Exemplo de aplicação da metodologia para um módulo (1000 barris por dia) conforme premissa de preço de robustez da Petrobras O exemplo apresentado nesta seção não representa o cenário de Baixo Carbono, mas sim a aplicação da sua
metodologia para um módulo de 1 kbpd, a partir dos cenários de preço de robustez de petróleo da Petrobras
(que não são exatamente os cenários de preço de petróleo do PNE 2030, conforme será visto mais adiante).
Nos cálculos da análise das duas alternativas propostas, todos os valores de consumo de energia e produção
de insumos de cada tecnologia considerada foram relacionados ao consumo do volume de 1 m³ de gás
natural. Por exemplo, considerando-se um consumo de 1780 m³ de gás natural para cada m³ de syncrude
65
Leckel (2007) também reforça a idéia de HCC para diesel a menores pressões (3,5 MPa). Também
reforça a idéia de que o consumo de H2 é menor, porque o syncrude não tem aromático.
66
A empresa UOP LCC é o licenciador do processo Unicraking (Trademark and/or service Mark of UOP).
67
Obtido diretamente nas colunas de destilação.
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. produzido,68 teremos para cada m³ de gás natural a produção de 0,000561798 m³ de syncrude com o volume
de emissões correspondentes a 0,001156031 tCO2e / m3 de gás natural.69
É importante destacar que não foi considerada no balanço de energia a etapa de transporte do syncrude ou
do óleo cru para o refino. Essa etapa não foi incluída no balanço de energia porque foram consideradas
desprezíveis as diferenças para o transporte de syncrude e o transporte de óleo cru, que já estaria ocorrendo
de qualquer maneira. 70
Considerou-se um perfil de produção (vv) do HCC de 70% de diesel e 30% de nafta Holt Campbell Payton
(2005). Assim, considerando o envio de 0,000561798 m³ de syncrude para uma unidade HCC, a produção
de diesel e nafta no HCC, em relação ao consumo de 1 m³ de gás natural, será igual a 0,000393258 m³ e
0,000168539 m³, respectivamente. A emissão relativa a essa produção de diesel e nafta no HCC, portanto
para 1 m³ de gás natural consumido para a produção de syncrude, é de 0,000102779 tCO2e / m3 de gás
natural.
Para que a comparação entre as duas alternativas fosse possível, considerou-se na alternativa 2 que os
volumes equivalentes de diesel e nafta obtidos pelo tratamento do syncrude no HCC deverão ser obtidos, na
alternativa 1, com a utilização de unidades de HDT e de HDS, na refinaria. Neste caso, um determinado
volume de LCO segue para a unidade de HDT e um determinado volume de nafta segue para o tratamento
na unidade de HDS. As emissões para as unidades de HDT e HDS, processando esses volumes de LCO e
nafta, foram estimadas em, respectivamente, 0,000086764 tCO2e/m3 de gás natural e 0,000011831
tCO2e/m3 de gás natural.
Assim, o total de emissões para a alternativa 2 é igual à soma das emissões da unidade da planta GTL mais
as emissões da unidade HCC. O total de emissões para a alternativa 1 é igual às emissões do flare, da
unidade de HDT e da unidade de HDS. É importante ressaltar que a eficiência da queima do flare tem uma
influência significativa nas emissões de CO2e. No estudo considerou-se para o caso base uma eficiência de
queima de 95%, baseado na eficiência utilizada pela Petrobras em seu inventário (Petrobras 2003).71
Projetos para aumentar a eficiência 72 dos flares resultam em uma maior parcela do gás natural associado
queimado em lugar do gás ventilado.
Os valores do consumo de energia das unidades HDS, HDT e HCC foram obtidos com base em (J. H Gary,
G. E Handwerk, e M. J Kaiser 2007; Energetics 2007a; R. A Meyers 2003). As emissões para cada uma
das unidades foi estimada utilizando-se o perfil de consumo de energia médio de uma refinaria típica
brasileira, REDUC entre os anos de 2000 e 2005.73 A Figura 9 e a Figura 10 representam os esquemas das
duas alternativas consideradas na metodologia.
68
Eficiência baseada na tecnologia da empresa CompactGTL (Riches 2007). No artigo de Almeida,
Bomtempo, e Bicalho (2004) utilizou-se um valor entre 260 e 280 m³ de GN/barril de syncrude ou 1635 e
1761 m3 de GN/m3 de syncrude, para a eficiência do processo.
69
Para o cálculo das emissões foram utilizados os fatores de emissão de carbono do IPCC (2006).
70
A idéia foi eliminar etapas idênticas para as duas alternativas. Um maior consumo de energia
relacionado à necessidade de uma operação logística para abastecer um ou mais tanques do petroleiro para
receber apenas a carga de syncrude não foi considerada no estudo.
71
O Global Warming Potential (GWP) do CO2e é igual a 1. Para o CH4, que corresponde a parcela não
queimada, ou seja, aproximadamente 75% do gás natural que segue para o flare, considerou-se um GWP
conservador para 100 anos em base mássica igual a 21. A influência da eficiência será avaliada na análise
de sensibilidade.
72
Segundo o Grupo de Pesquisa em Combustão e Meio Ambiente do Departamento de Engenharia
Mecânica da Universidade de Alberta, um dos principais problemas do flare é que sua eficiência é
essencialmente desconhecida. Estimativas mostram que a eficiência pode variar de 70% a 99%, o que
resulta em grandes incertezas quanto aos efeitos da queima sobre o ambiente (University of Alberta 2008).
Ver também Pagot, Grandmaison e Sobiesiak (2004) e Johnson (2006).
73
Essa aproximação foi adotada porque o perfil de consumo energético das refinarias brasileiras não está
disponível. O perfil da REDUC (Refinaria Duque de Caxias, localizada no Rio de Janeiro, Brasil) foi
utilizado por estar disponível em COPPE/UFRJ (2006) e por ser uma das refinarias mais complexas do
parque de refino brasileiro.
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. Figura 9 – Resultados da Alternativa 1
Figura 10 – Resultados da Alternativa 2
Nota: Está se assumindo aqui que não há qualquer tipo de
vazamento físico de CH4 na produção de GTL (e como tal
nenhuma emissão).
Para o cálculo do custo de abatimento da utilização da tecnologia GTL considerou-se que o custo de capital
necessário, portanto o valor que deve ser investido na alternativa 2, é igual a diferença dos custos de capital
necessários para a alternativas 1 e a alternativa 2, que representa o cenário de redução de queima em flare
por meio da utilização da planta GTL embarcada. Esta diferença será chamada de custo incremental. Os
dados de custo de capital e de operação e manutenção74 das unidades simuladas estão apresentados na
Tabela 21.
74
A estimativa dos custos operacionais totais, que consideram o custo de aquisição do insumo e os custos
com a operação e manutenção (O&M), está sujeita a grande incerteza. A estimativa do custo de O&M não
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. Tabela 21 – Custos de Capital e O&M das unidades consideradas no estudo.
Unidades
HDT
HCC
HDS
GTL
Custo de Capital
(US$/barril de capacidade)
27.000,00
27.000,00
15.000,00
100.000,00
Custo de O&M
(US$/barril)
6,00
8,00
6,00
6,00
Fonte: Os custos das unidades de HDT, HCC e HDS foram estimados com base em
Farrar (2004), Farrar (2006), Farrar (2007), Johnston (1996) e Kaiser e Gary (2007). Para
a Planta GTL o custo de capital é a estimativa divulgada em CompactGTL (2008) e o
custo de O&M foi obtido com base na média das estimativas do custos de O&M de
plantas GTL onshore obtidos em Patel (2005), Vosloo (2001), Almeida, Bomtempo e
Bicalho (2004), Robertson (1999), Thomas et al. (1996).
A Tabela 22 apresenta o preço de petróleo e derivados. Vale notar que não se trata da previsão de preço,
mas sim do cenário de preço de robustez de petróleo.75 Finalmente, a taxa de desconto adotada, que
também será submetida a uma variação na análise de sensibilidade, foi de 25%, baseada em Pertusier
(2008).
foi divulgada pelo fabricante e os valores disponíveis na literatura, além de não referenciarem o caso
específico da aplicação offshore, variam muito e foram realizadas há alguns anos. Nenhuma das
estimativas utilizadas expressa um custo para as características da tecnologia escolhida e das condições de
operação do estudo. Além do fato de as estimativas serem relativamente antigas, elas envolvem
tecnologias, produtos e capacidades diferentes da condição estudada. Neste caso, o valor de U$S
6,00/barril foi escolhido.
75
O preço de robustez é uma referência de preço utilizado pelas empresas de petróleo na análise de
viabilidade de cada um de seus projetos isoladamente. É o preço mínimo que garantirá um VPL líquido
positivo para o projeto analisado. A Petrobras fixou para este ano um preço de robustez de
aproximadamente US$55,00, US$ 45,00 para o ano de 2009 e US$ 35,00 para o ano de 2010 (Moraes
2008).
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. Tabela 22 – Cenário base de preço de petróleo e derivados utilizados no estudo
Produto
Petróleo (WTI)
Diesel ULSD
Gasolina
Óleo combustível
Nafta tratada
Syncrude
Preço (US$/barril)
40,00
44,80
44,80
30,00
42,56
40,00
Nota: O custo do petróleo foi escolhido em função do
preço de robustez adotado pelas empresas de petróleo. Os
preços dos derivados foram obtidos com base na relação
média entre o preço do petróleo e os preços dos derivados
obtidos em EIA (2008). Não foi calculado um Premium
para o syncrude em relação ao petróleo WTI.
O custo incremental (Equação 1) foi utilizado no cálculo do custo nivelado, que foi estimado em
aproximadamente US$ 12.569.500,00 para o período de 25 anos do projeto.76
A receita obtida na alternativa 1 foi calculada com a soma das receitas estimadas que poderiam ser obtidas
com a comercialização dos produtos dessa alternativa: o diesel S50, obtido na unidade de HDT e a gasolina
obtida pelo tratamento na unidade de HDS. Os custos consideraram os custos de capital das unidades de
HDT e HDS e os custos variáveis foram calculados pela soma dos custos de O&M dessas duas unidades.
A receita da alternativa 2 foi obtida com a soma das receitas estimadas que poderiam ser obtidas com a
comercialização do diesel e da gasolina, produzidos no HCC, além do volume de LCO, equivalente ao
volume de diesel produzido no HCC, que não poderá ser mais considerado diesel sem o tratamento no HDT
e do volume de nafta tratada, equivalente ao volume de nafta produzida no HCC, que não poderá ser
vendida como gasolina sem o tratamento no HDS. Para o cálculo, o preço do LCO será considerado
equivalente ao preço do óleo combustível. Os custos incluem os custos de capital da planta de GTL e da
unidade de HCC e os custos variáveis foram calculados pela soma dos custos de O&M dessas unidades. É
importante ressaltar que o custo de operação do flare não foi incluído em nenhuma das duas alternativas
analisadas.
O custo marginal de abatimento (Equação 3) foi calculado dividindo-se o custo incremental (Equação 1) da
alternativa 2 em relação à alternativa 1, em um determinado período, neste caso um ano, pelas emissões
evitadas (Equação 2), ou seja, a massa de CO2e equivalente evitado, na implementação da alternativa 2, em
relação à implementação da alternativa 1.
Custo Incremental (CI) = Custo de Capital da Alternativa 2 – Custo de Capital da Alternativa 1
(Equação 1)
Emissões Evitadas (EE) = Emissões totais da Alternativa 2 – Emissões totais da Alternativa 1
(Equação 2)
Custo Marginal de Abatimento (CMga) = Custo Nivelado (US$) / Emissão Evitada (tCO2e )
(Equação 3)
76
A vida da planta GTL foi estimada em 25 anos (Syntroleum 2006; Almeida, Bomtempo, e Bicalho
2004). A mesma estimativa foi utilizada para as unidades de refino. O número de dias em operação foi
baseado na operação de plantas GTL onshore, que necessitam de um período para a substituição dos
catalisadores e para manutenções maiores, o que reduz o numero dos dias de operações por ano para 340
(Syntroleum 2006).
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. A diferença da massa de CO2e evitado na alternativa 2 em relação à alternativa 1, no período de um ano, foi
estimada em aproximadamente 337.237 tCO2e equivalente. Assim, dividindo-se o custo nivelado pela
massa de CO2e equivalente evitado, no período de um ano, estimou-se o marginal de abatimento de
aproximadamente 37,00 US$/tCO2e.77 A Tabela 23 resume os resultados obtidos.
77
Em uma primeira análise, utilizando-se uma taxa de desconto de 15%, foi obtido um custo marginal de
abatimento aproximadamente nulo com o preço do petróleo igual a US$ 55,00/barril. Esse resultado era
condizente com aquele obtido em Babusiaux e Bauquis (2007), mas não expressava adequadamente a
realidade de um projeto deste tipo no Brasil.
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. Tabela 23 – Valores utilizados para o cálculo do custo marginal de abatimento
Revenue (US$)
O&M Cost (US$)
Gross Profit (US$)
Capital Cost (US$)
tCO2e avoided
Levelized Cost (US$)
Marginal abatement cost
Alternative 1
15.232.000,00
2.040.000,00
13.192.000,00
42.000.000,00
0
Alternative 2
26.713.120,00
4.760.000,00
21.953.120,00
127.000.000,00
337.237
Alternative (1-2)
11.481.120,00
2.720.000,00
8.761.120,00
85.000.000,00
337.237
12.569.465
37,27
US$/tCO2e avoided
O valor obtido para o custo marginal de abatimento está acima do valor de US$ 25/tCO2e, corresponde
aproximadamente ao valor de mercado do CO2e negociado no mercado europeu, atualmente (World Bank
Group 2008) e também acima do cenário de menor custo do IPCC, que considera o valor de US$ 20,00
(IPCC 2006).
Análise de sensibilidade do exemplo aplicado ao preço de robustez da Petrobras Uma análise de sensibilidade do exemplo aplicado ao preço de robustez utilizado pela Petrobras foi
realizada de forma independente para quatro variáveis do estudo: o preço do petróleo, que influencia
diretamente no preço dos derivados e conseqüentemente nas receitas obtidas com a comercialização dos
produtos, a taxa de desconto, a eficiência da queima em flare e o custo de capital da planta GTL.
Preço do petróleo Na análise de sensibilidade o preço do petróleo foi submetido a uma variação de US$ 30,00 a US$ 80,00. É
importante ressaltar que a escolha do preço de petróleo não visa igualar, ou equiparar um possível valor
futuro do petróleo, mas sim aproximar esse preço ao atual valor de robustez utilizado pelas empresas de
petróleo. No caso da Petrobras o valor estimado do preço de robustez é de US$ 55,00 para o ano de 2008,
mas com uma estimativa de US$ 35,00 para 2010. A Figura 11 resume os valores obtidos para esta análise.
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. Custo de Abatimento (US$/tCO2e)
50.00 45.78 40.00 37.27
28.76
30.00 20.25
20.00 11.14
10.00 3.23
0.00 30.00
40.00
50.00
60.00
70.00
80.00
Preço do Petróleo (US$/barrill)
Figura 11 - Custo marginal de abatimento (US$/tCO2e) em função da variação do preço do petróleo
O preço do petróleo WTI que anulou o custo marginal de abatimento de CO2e, tornando viável o GTL sem
a necessidade de valorar o carbono evitado, equivale no caso estudado a aproximadamente US$ 85,00 por
barril. É um valor muito alto se considerarmos a avaliação de investimentos de companhias de petróleo no
mundo, inclusive a própria companhia de petróleo brasileira, Petrobras.
Taxa de desconto A taxa desconto foi submetida a uma variação de 8% a 30% a.a. 78 A Figura 12 resume os valores do custo
marginal de abatimento para uma variação de 8% a 30% da taxa de desconto.
78
A taxa de 8% representaria a uma taxa de desconto “social”, que seria aplicada uma vez que a parcela de
gás natural que é “desperdiçada” na queima é de propriedade da União, conforme a legislação brasileira. A
taxa de desconto pode ser utilizada como instrumento de políticas, e será discutida analisada no item 5,
sobre políticas para a utilização da tecnologia GTL.
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60.00
50.00
49.75
40.00
37.27
30.00
24.96
20.00
13.01
10.00
1.79
0.00
‐2.37
‐10.00
8
10
15
20
25
30
Taxa de Desconto (%)
Figura 12 – Custo marginal de abatimento (US$/tCO2e) em função da variação da taxa de desconto
Um investimento em uma tecnologia que não é convencional, que apresenta mais riscos exige uma taxa de
desconto maior, mantendo uma tendência de aumento na taxa de desconto utilizada para a análise do
projeto. No caso base, sob a ótica da empresa de petróleo, por exemplo, a Petrobras, uma taxa de desconto
de 25% indica valores de cerca de US$ 37,00 por tCO2e evitado. No entanto, este valor pode chegar a cerca
de US$50,00/tCO2e evitado, se for utilizada uma taxa de desconto de 30%.
Eficiência do flare A eficiência do flare influencia significativamente no cálculo do custo marginal de abatimento, por causa
da diferença entre os valores de GWP do CH4 e do CO2e. Quanto menor a eficiência do flare, maior a
parcela de gás natural que não será queimada e conseqüentemente, maior a parcela de CH4 que será
emitida.
A redução de emissões obtida com a utilização da planta GTL é calculada pela diferença entre as emissões
de CO2e equivalente das alternativas propostas. Assim, quanto menor a eficiência do flare, maior será a
quantidade de CO2e equivalente emitida na alternativa 1 e, conseqüentemente, maior a redução obtida na
alternativa 2.
A eficiência do flare foi submetida a uma variação entre 70% e 99% (University of Alberta 2008). Os
resultados (Figura 13) obtidos mostram uma grande variação do custo marginal de abatimento em função
da eficiência do flare.
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100
80
79.71
60
40
37.27
20
22.38
15.99
12.44
8.61
0
70
80
85
90
95
99
Eficiência do Flare (%)
Figura 13 - Custo marginal de abatimento (US$/tCO2e) em função da variação da eficiência do flare
O caso base sob a ótica da empresa de petróleo, tipicamente a Petrobras, indica valores de cerca de US$
37,00 por tCO2e evitado. Contudo este valor pode chegar a cerca de US$80,00/tCO2e evitado, para uma
eficiência de queima no flare igual a 99%.
Custo de capital da planta GTL O custo de capital da planta GTL também influencia significativamente o custo marginal de abatimento de
emissões de carbono.79 Apesar disso, esse aumento pode não ser representativo no longo prazo porque
diversos fatores podem contribuir para a redução dos custos de capital da planta GTL (Robertson 1999):
aprendizado dos operadores e projetistas, melhorias técnicas, economias de escala associadas a unidades
com maior capacidade e redução dos custos dos insumos. Por exemplo, uma das razões do alto custo do
primeiro item é a necessidade de aprendizado sobre a nova tecnologia.
A avaliação do custo de capital envolve um elevado grau de incerteza. Existem poucas plantas GTL em
funcionamento atualmente e nenhuma delas é localizada offshore, nem tampouco utiliza a mesma
tecnologia considerada na análise econômica.
Neste caso, o custo de capital poderia ser estimado com base na utilização de um fator de correção aplicado
aos custos reais ou as estimativas de custos para plantas onshore. O Fator de Localização ou Fator de
Custo de Capital80 deveria ser aplicado a plantas onshore existentes, com a mesma tecnologia. O Fator de
Localização considera diversos fatores como a infra-estrutura do local onde a planta será instalada, o custo
do transporte e o custo e a eficiência tanto dos trabalhadores quanto do pessoal administrativo.
79
O aumento do seu valor em quase 100% desde 2003, por causa do aumento no preço do aço, interrompeu
diversos projetos incluindo plantas GTL de pequena e grande escala.
80
O fator de custo de capital corrige, neste caso, o valor dos investimentos offshore em relação ao ambiente
onshore. Por exemplo, o fator de custo de capital utilizado pela empresa Statoil para o seu projeto de
“marinização” da planta GTL considera um aumento de custo de 30%, ou seja, um fator de custo de 1,3 em
relação ao custo base da planta onshore (Olsvik 2005). No estudo realizado pelo Idaho National
Engineering and Environmental Laboratory utilizou-se um fator de custo de capital igual a 1,5 para a
instalação de uma planta GTL no Alaska. Neste último caso, o valor base era de US$ 24.000,00/barril para
uma planta genérica onshore e US$ 36.000,00/barril, após a aplicação do fator de custo de capital
(Robertson 1999).
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. O fator de custo de capital corrige o valor de investimentos offshore em relação a projetos correspondentes
localizados onshore.
No caso planta GTL offshore, apesar de ser instalada em uma unidade já em funcionamento, que oferecerá
a infra-estrutura de operação e transporte necessária, outras condições, como a sua dificuldade de acesso,
custos extras, eficiência dos trabalhadores, custo com segurança, aumentam os custos da planta.
Apesar de a tecnologia escolhida estar em fase de desenvolvimento, utilizou-se no estudo a estimativa do
fabricante para o custo de capital, igual a US$ 100.000,00 por barril de capacidade.
O Figura 14 resume os valores do custo marginal de abatimento para uma variação de US$ 70.000,00 a
US$120.000,00/tCO2e.
Custo de Abatimento (US$/tCO2e)
60
50
52.15
44.71
40
37.27
30
29.83
22.39
20
10
14.95
0
70,000.00
80,000.00
90,000.00
100,000.00
110,000.00
120,000.00
Custo de Capital da Planta GTL (US$/barril de capacidade)
Figura 14 - Custo marginal de abatimento (US$/tCO2e) em função da variação do custo de capital da
planta GTL
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. Quantificação do potencial bruto de mitigação e dos custos marginais de abatimento associados A Tabela 24 resume os custos e a receita para cada uma das medidas consideradas.
Tabela 24 – Valor presente do custo e receita para as medidas consideradas (US$)
Opções do Cenário de Referencia
Proposta considerada
Custo
Receita
GTL embarcado
209.207.868
328.235.667
Opções de mitigação ou
seqüestro
Receita
Custo
(sem receita
de carbono)
606.729.069
560.469.794
A Tabela 25 apresenta o potentencial de redução de emissões e custos para o caso GTL.
Tabela 25 - Resumo do potencial de redução de emissões e custos para o caso GTL
Opções de Mitigação
Potencial de
redução bruto
entre 2010-30
(MtCO2e)
GTL embarcado
128,1
Custo de abatimento
médio no período
(US$/tCO2)
Taxa de desconto
(8%)
- 4,4
Break-Even Carbon
Price (US$/tCO2)
35,0
Barreiras e medidas O principal fator que inibe o investimento na redução do flare de gás através da planta GTL é o elevado
custo de investimento desta tecnologia, assim como sua reduzida maturidade. Esta última característica faz
com que o agente privado, no caso o operador da plataforma de produção de petróleo, perceba taxas de
desconto elevadas para a tecnologia, na faixa de 25% a.a.
As principais barreiras identificadas, relacionadas à implantação da tecnologia GTL são:
1.
O GTL offshore ainda não é uma tecnologia comercial. Portanto, terá que enfrentar custos de
transação mais elevados e é uma opção mitigação mais arriscada.
2.
No entanto, vários fatores podem contribuir para reduzir o custo de capital do GTL, tais como
aprendizagem dos operadores das instalações e dos projetistas. Por exemplo, uma das razões para
o elevado custo das primeiras plantas é precisamente a aprendizagem relacionada com esta nova
tecnologia.
3.
O investimento em P&D é crucial
O agente mais apropriado para viabilizar projetos GTL seria o BNDES. O Banco Nacional de
Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) está vinculado ao Ministério do desenvolvimento,
Indústria e Comércio Exterior e tem como objetivo apoiar empreendimentos que contribuam para o
desenvolvimento do país. O BNDES financia grandes empreendimentos industriais e de infra-estrutura.
Tem como posição principal, o apoio a investimentos em agricultura, no comércio e serviço e nas micro,
pequenas e médias empresas, e nos investimentos sociais, para a educação e saúde, agricultura familiar,
saneamento básico e ambiental e transporte coletivo de massa. O BNDES possui duas subsidiárias, a
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. Agência Especial de Financiamento Industrial FINAME e a BNDES Participações (BNDESPAR), que
foram criadas com o objetivo, respectivamente, de financiar a comercialização de máquinas e equipamentos
e de possibilitar a subscrição de valores mobiliários no mercado de capitais brasileiro. O conjunto dessas
três empresas forma o "Sistema BNDES" (BNDES 2009).
Outra forma de tratar o problema seria reduzir as incertezas tecnológicas e promover o aprendizado
tecnológico para o GTL offshore. Isto envolve o P&D na opção tecnológica, que deveria ter como agentes
não apenas a Petrobras, mas também, e, sobretudo, fundos setoriais do petróleo para desenvolvimento
tecnológico. Neste caso, especialmente importante é o CT-Petro. O CT-Petro é um fundo criado em 1999
com o objetivo de estimular a inovação na cadeia produtiva do setor de petróleo e gás natural, além da
formação e qualificação de recursos humanos e o desenvolvimento de projetos em parceria entre empresas
e universidades, instituições de ensino superior ou centros de pesquisa do País. O objetivo é o aumento da
produção e da produtividade, a redução de custos e dos preços e a melhoria da qualidade dos produtos
desse setor. O recurso do fundo tem como fonte de financiamento 25% da parcela do valor dos royalties
que exceder a 5% da produção de petróleo e gás natural (Finep 2008).
A utilização do montante recolhido pelos fundos de ciência e tecnologia e destinados ao Fundo Nacional de
Desenvolvimento Científico e Tecnológico (FNDCT) depende, em primeiro lugar, de sua inclusão na
proposta orçamentária encaminhada pelo governo, que é feita baseada em previsão de arrecadação, e de sua
aprovação pelo Congresso Nacional (C.A.G. Pacheco 2007). Mesmo que o montante total recolhido seja
idêntico ao valor autorizado na Lei Orçamentária, isto não garante a aplicação deste montante. Durante a
execução orçamentária, os recursos ainda são submetidos a limites de empenho, ou contingenciamentos,
estabelecidos pelo Poder Executivo.
De fato, o financiamento do setor de ciência e tecnologia sofre o problema de estar desvinculado das
receitas arrecadadas pelo CT-petro. Tal fato permite ao Governo Federal, durante o cálculo da previsão da
receita arrecadada, descontar os recursos desvinculados (Tavares 2005). Estas desvinculações e a
programação de parcela dos recursos em Reservas de Contingência provocaram um descolamento entre as
curvas de crescimento da arrecadação do CT-Petro e dos limites de empenho: por exemplo, como está bem
detalhado em Pacheco (2007), mesmo tendo a arrecadação triplicado de 2001 a 2004 (um montante total de
R$ 1,6 bilhão), os valores empenhados mantiveram-se quase constantes, atingindo em 2004 apenas R$ 595
milhões (cerca de 37,5% do total arrecadado naquele ano).
Assim, pode-se dizer que existe arrecadação de recurso para investimento em P&D no Brasil, que poderia
beneficiar o investimento em redução de queima de gás através de plantas GTL, desde que estes recursos
fossem efetivamente direcionados neste sentido.
Neste caso, agentes também importantes se tornam os institutos de pesquisa e as universidades que
especialmente poderiam se envolver na elaboração de um projeto em escala piloto de uma planta GTL
offshore, de forma a aumentar o aprendizado sobre a tecnologia visando reduzir custos.
Por exemplo, uma planta GTL offshore de 1.000 barris/dia teria um custo de investimento de
aproximadamente US$ 75.000.000, como se nota, isto corresponde a 25% do dispêndio médio anual (R$
600 milhões com C&T através dos fundos setoriais no Brasil). Esta estimativa foi realizada utilizando-se a
estimativa de US$ 75.000,00/barril de capacidade do fabricante CompactGTL. Esta planta poderia ser
utilizada como unidade de demonstração, em projetos induzidos de P&D elaborados por institutos de
pesquisa e fabricantes de equipamentos. Uma vantagem da tecnologia de micro-canais é que ela não
necessita de scale-up. Assim, sua escala pode ser aumentada em módulos, o que faz com que o aprendizado
na unidade de demonstração de 1.000 barris/dia se torne, de fato, o aprendizado em uma unidade comercial.
O investimento em uma unidade de demonstração terá, portanto, a possibilidade de rapidamente engendrar
investimentos em plantas comerciais.
Outra medida poderia se basear na redução gradativa dos limites permitidos de queima de gás, utilizando-se
da adoção de metas compulsórias para o aproveitamento do gás natural associado. Medidas similares já
foram adotadas no Brasil, mas sem o caráter obrigatório (como ocorreu na Malásia e justificou a planta
GTL de Bintulu). Pode ser citado com exemplo o “Plano de Queima Zero” (PQZ)81, onde a ANP ficou
encarregada de monitorar a utilização do gás natural nas atividades de produção nos campos do país (ANP
2001).
81
O Programa Queima Zero (PQZ) foi aplicado pela Unidade da Bacia de Campos visando à redução da
queima de gás associado, dentro de um cenário de aumento da produção na Bacia de Campos e com a
perspectiva de crescimento do mercado de gás natural (Petrobras 2007).
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. As melhores soluções para a redução da queima de gás foram reunidas num plano de ação em 2001, e o
controle sobre a queima de gás na Bacia de Campos ficou mais rigoroso por parte da Petrobras e da ANP, o
que resultou em ações complementares ao PQZ. Esse quadro resultou no Plano de Otimização do
Aproveitamento de Gás (POAG) em 2001 (Petrobras 2007). Assim, poderiam ser implantadas metas
progressivas de redução da queima de gás, com aplicação de multas caso estas metas não sejam cumpridas.
Por exemplo, estas multas poderiam ter o valor na ordem de grandeza do break-even price do carbono
emitido pelo flare de gás (cerca de 35 US$/tCO2 à taxa de 25% a.a, conforme o cenário de preços de
petróleo do PNE 2030), o que tornaria atrativa a sua realização.
Finalmente, sobre o GN queimado ou ventilado incidem os royalties do petróleo. O royalty é o valor
cobrado e é calculado pela multiplicação da taxa de royalties pelo valor de mercado da produção do
insumo, no caso o gás natural (C.P. Thomas et al. 1996). O cálculo do royalty é realizado por campo
produtor e é obtido multiplicando-se a alíquota pelo valor da produção. O valor da produção total do campo
por sua vez é calculado pela soma do valor da produção de petróleo e gás. O valor do petróleo é igual ao
volume de petróleo produzido multiplicado pelo preço do petróleo e o valor do gás é obtido pelo volume
produzido de gás multiplicado pelo preço do gás. Vale lembrar que deve ser levada em consideração a
obrigatoriedade de pagamento de royalties para o gás que é queimado, portanto sem o aproveitamento
econômico do insumo. Para um aprofundamento sobre os regimes fiscais petrolíferos e as participações
governamentais no Brasil consultar Pacheco (2007). Apenas em situações muito específicas, como
emergências, não é necessária a autorização ou o não pagamento de royalties para o gás que é queimado. A
Lei Nº 9478, de 06 de Agosto de 1997, conhecida como a Lei do Petróleo, dispõe sobre a política
energética nacional, as atividades relativas ao monopólio do petróleo, institui o Conselho Nacional de
Política Energética e a Agência Nacional do Petróleo.82 O inciso número III do seu artigo 47 diz: queima de
gás em flares, em prejuízo de sua comercialização, e a perda de produto ocorrida sob a responsabilidade do
concessionário serão incluídas no volume total da produção a ser computada para cálculo dos royalties
devidos (ANP 2008a).
Uma possibilidade seria remover o royalty sobre o GN que não fosse queimado, mas sim aproveitado para
GTL. Em suma, sobre o GN queimado permaneceria a incidência de royalties, mas não sobre o GN
destinado ao GTL. Há exemplos no mundo de royalty relief, sendo talvez o mais emblemático o dos
Estados Unidos (Hallwood 2007). Vale ressaltar que esta medida não equivale a uma simples desoneração,
mas sim a uma mudança na lei vigente, o que envolverá outros custos e medidas, que não fazem parte do
escopo deste estudo. Neste caso, considerando-se royalties de 10% sobre o valor bruto da produção, um
preço de GN de R$ 0,70/ m³ de gás e um volume de 96.226.800 m3/ano, ter-se-ia um benefício de R$
6.735.876 ao ano para a empresa investir em GTL. 83
É importante ressaltar que não estamos discutindo alocação de investimentos devido a políticas públicas,
mas sim opções de políticas para a redução da queima de gás associado. A Tabela 26 resume as políticas
para o GTL.84
82
Ver ANP (2008b).
Aqui foi aplicado um percentual e um preço apenas a título de exemplificação. Os preços e percentuais
de royalties aplicados para cada campo pode ser obtido em (ANP 2008c). O volume foi baseado na
capacidade de uma planta de 1000 bpd de syncrude.
84
Utilizou-se a seguinte classificação para as políticas: INCREMENTAL – novas políticas;
RETIFICATIVA - ajustes em políticas existentes; SUBSTITUTIVA - substitui integralmente as políticas
existentes; DERROGATÓRIAS - elimina políticas perversas ou inócuas.
83
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. Tabela 26 – Resumo das Políticas para o GTL
Políticas adotadas
Classificação
Observação
Para o abatimento de 337.000 tCO2, relativo a uma planta de 1
BNDES/Finame
Retificativa
kbpd de capacidade de produção de syncrude, existe um
diferencial de US$ 50 milhões ao ano, a ser financiado.
Planta GTL de demonstração offshore de 1000 bpd necessita de
investimento de US$ 75 milhões. Isto é igual a 25% do
P&D/CT Petro
Retificativa
dispêndio médio anual R$ 600 milhões com C&T através dos
fundos setoriais no Brasil) e menos de 10% do total arrecadado
anualmente para finalidade do CT-Petro
Para royalties de 10% sobre o valor bruto da produção, um
Retirada de royalty
preço de GN de R$ 0,70/m³ de gás e um volume de
para o gás destinado
Incremental
96.226.800m3/ano, ter-se-ia um benefício de cerca de US$ 3,5
ao GTL
milhões ao ano para a empresa investir em GTL
Metas progressivas de redução de queima com a aplicação de
Metas progressivas
Retificativa
multas equivalentes ao valor do carbono emitido.
Com o objetivo de considerar as implicações e eventuais problemas que possam existir com a adoção das
medidas de mitigação, foi realizada a análise, ainda que muito preliminar, dos prováveis ganhadores e
perdedores.
No caso da utilização do CT-Petro para financiamento da implementação da tecnologia GTL, os
ganhadores seriam os consumidores, os centros de pesquisa e a Petrobras. O governo seria o perdedor, por
causa da queda de arrecadação para fazer o superávit primário. Assim como no refino, neste caso não
existiria possibilidade de compensação, salvo por meio de uma melhor aplicação dos recursos públicos.
Não obstante, o aumento da atividade econômica oriunda das plantas GTL, que seriam implantadas ao
longo do cenário de análise, poderia compensar parte da perda do governo. 85
O financiamento com a utilização do FINAME/BNDES apresenta como ganhadores o consumidor e a
Petrobras. Outros setores industriais que pleiteiam e disputam os recursos do FINAME poderão ser os
perdedores neste caso. Uma possível medida de compensação poderia ser a ampliação do FINAME, a
abertura de linhas de crédito especiais para os setores que perdessem acesso ao programa e a utilização de
benefícios fiscais.
Outra medida poderia se basear na redução gradativa dos limites permitidos de queima de gás, utilizando-se
da adoção de metas compulsórias para o aproveitamento do gás natural associado. Neste caso, um posssível
ganhador seria o consumidor e o perdedor a Petrobras, na medida em que seria multada quando queimasse
gás além das metas estabelecida. O valor da multa poderia equivaler exatamente ao valor da tonelada de
CO2 que seria emitida.
Finalmente poderia ser utilizado o royalty relief para o GN. Neste caso o ganhador seria a Petrobras. Os
perdedores seriam os governos federal, estadual e municipal, que com isso perderão em arrecadação. No
entanto, poderia ocorrer como efeito de segunda ordem, um crescimento da atividade econômica. A
compensação poderia ser realizada por meio do retorno de parte da perda de receita do royalty. Esta quantia
poderia voltar na forma do ICMS do diesel que será produzido via GTL e vendido (idem para nafta). Se for
aplicada a multa, o perdedor seria a Petrobras e os ganhadores seriam o governo e o consumidor.
85
É mister enfatizar também que foge ao escopo desta análise avaliar a pertiência e os benefícios do
superávit primário para a economia brasileira. Tampouco faz a análise um balanço de como se poderia
compensar a perda de receita do superávit primário, que seria gerada pelo contingenciamento do CT-Petro,
com outras fontes de receita.
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. Síntese do mix ajustado de opções de
mitigação ou seqüestro propostas para o
Cenário de Baixo Carbono (Potencial
AJUSTADO/LÍQUIDO)
Refino No caso do refino de petróleo e da opção GTL, não há diferença entre o potencial bruto e o potencial
ajustado para as opções de mitigação consideradas no estudo. De fato, mesmo que o Brasil tenha um
mercado de derivados de petróleo diferente daquele estimado no PNE (2030), em grande medida, no
horizonte de simulação, deve ser considerado que:
1.
O parque de refino nacional já está sendo modificado para aumentar a qualidade de produtos e o
rendimento em cortes médios; este investimento já está sendo efetuado;
2.
Parte substancial do investimento acima mencionado justifica-se não apenas no mercado, mas
também no aumento da produção de óleo bruto no Brasil e na necessidade de agregar valor a este
óleo;
3.
O mercado de diesel no Brasil, que é o combustível focal das modificações no parque de refino
nacional, é deficitário, pressionando a matriz energética do país. Dificilmente qualquer cenário
alternativo do setor de transportes modificará radicalmente este quadro, até mesmo porque o diesel
é o combustível utilizado no transporte coletivo de passageiros.
4.
Possíveis superávits de derivados no parque em função de mudanças no mercado podem justificar
exportações. A linha diretriz da política energética brasileira atual é melhorar a qualidade de
derivados, até mesmo para possibilitar a sua exportação e a agregação de valor ao petróleo
brasileiro O caso dos investimentos na carteira da gasolina, atualmente, é emblemático neste
sentido: ele mostra que, embora o mercado de gasolina não tenha crescido de forma importante
nos últimos anos, o país continua investindo na qualidade deste produto visando exporta-lo.
Assim, como antes demonstrado, na construção do Cenário de Baixo Carbono, para as refinarias existentes
e em construção, foram consideradas duas fases de implantação das medidas mitigatórias consideradas no
estudo. A primeira fase considerou a implantação das medidas no ano de 2015, nas seguintes refinarias:
COMPERJ, RENEST, REPLAN, REDUC e REGAP. A segunda fase, prevista para o ano de 2020,
considera a implantação das medidas para as refinarias restantes, que são: RPBC, RECAP, REVAP,
REFAP, RLAM, REMAN, LUBNOR, REPAR, IPIRANGA. A Tabela 27, a
Tabela 28 e a
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. Tabela 29 sumarizam os resultados para a aplicação de cada uma das três medidas de mitigação aplicadas
para o parque de refino existente.
Tabela 27 - Descrição do mix ajustado proposto no cenário de baixo carbono para o refino existente –
Medida: Heat integration
Refino Existente
Heat integration
Total cumulado no periodo
2010-2014
2015-2019
2020-2024
2025-2030
10 refinarias
RPBC
RECAP
REVAP
REFAP
RLAM
REMAN
LUBNOR
REPAR
Ipiranga
Manguinhos
0
Número de Refinarias
15
0
5 Refinarias
COMPERJ
RENEST
REPLAN
REDUC
REGAP
Custo total ajustado no
Cenário Referência
0
0
0
0
0
1.499.764.744
0
996.653.227
467.513.752
35.597.764
(US$ million)
1.499.764.744
0
996.653.227
467.513.752
35.597.764
(Baixo Carbono Referência)
Volume de mitigação
(MtCO2)
52,3
0
10,1
19,2
23,0
(US$ million) (*)
Custo total ajustado no
Cenário Baixo
Carbono
(US$ million)
Diferença de Custo
total
(*) No cenário de referência não existe investimento nesta medida.
Tabela 28 - Descrição do mix ajustado proposto no cenário de baixo carbono para o refino existente –
Medida: Fouling mitigation
Refino Existente
Fouling mitigation
15
2010-2014
0
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2015-2019
2020-2024
2025-2030
5 Refinarias
COMPERJ
RENEST
REPLAN
REDUC
REGAP
10 refinarias
RPBC
RECAP
REVAP
REFAP
RLAM
REMAN
LUBNOR
REPAR
Ipiranga
Manguinhos
0
Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. Custo total ajustado
no Cenário Referência
(US$ million) (*)
Custo total ajustado
no Cenário Baixo
Carbono
0
0
0
0
0
371.204.669
0
151.164.131
140.934.394
79.106.143
371.204.669
0
151.164.131
140.934.394
79.106.143
7,0
0
1,4
2,6
3,0
(US$ million)
Diferença de Custo
total
(US$ million)
(MtCO2)
(*) No cenário de referência não existe investimento nesta medida.
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. Tabela 29 - Descrição do mix ajustado proposto no cenário de baixo carbono para o refino existente –
Medida: Advanced control
Refino Existente
Advanced control
2010-2014
2015-2019
2020-2024
2025-2030
10 refinarias
RPBC
RECAP
REVAP
REFAP
RLAM
REMAN
LUBNOR
REPAR
Ipiranga
Manguinhos
0
15
0
5 Refinarias
COMPERJ
RENEST
REPLAN
REDUC
REGAP
no Cenário Referência
0
0
0
0
0
555.468.423
0
369.130.824
173.153.241
13.184.357
555.468.423
0
369.130.824
173.153.241
13.184.357
7,0
0
1,4
2,6
3,0
(US$ million)
no Cenário Baixo
Carbono
(US$ million)
Diferencia de Custo
total
(US$ million)
(MtCO2)
No caso do refino novo foram consideradas as projeções do PNE apresentadas na
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. Figura 15. Vale ressaltar que as refinarias COMPERJ e RENEST (que aparecem na
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. Figura 15 como refinaria de Itaboraí e refinaria do Nordeste, respectivamente) foram consideradas junto
com as refinarias existentes, porque já estão em fase de construção e já possuem os seus esquemas de refino
definidos. A Tabela 30 sumariza os resultados para a o parque de refino novo.
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. Figura 15 – Expansão da capacidade de refino no Brasil
Fonte: EPE (2007).
Tabela 30 - Descrição do mix ajustado proposto no cenário de baixo carbono para o refino novo
Refino Novo
Total cumulado no
periodo
2010-2014
2015-2019
2020-2024
2025-2030
1 refinaria
petroquímica
1 refinaria
diesel
2 refinarias
diesel
Número de
Refinarias
5 refinarias
0
1 refinaria
diesel
Capacidade
(mil bpd)
1.150
0
250
400
500
23.755.349.062
0
11.032.881.358
8.639.427.894
4.083.039.811
24.586.745.293
0
11.539.709.806
8.776.429.014
4.270.606.473
831.396.231
0
506.828.448
137.001.120
187.566.662
6.1
16.9
28.8
Investimento
ajustado no
Cenário
Referência
(US$
million)
Investimento
ajustado no
Cenário Baixo
Carbono
(US$ million)
Diferença de
investimento
(US$ million)
Volume de
mitigação
(MtCO2)
51.8
A Figura 17 e a
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. Figura 15 mostram a emissão de CO2 para o refino existente antes das medidas de mitigação e as reduções
estimadas para o refino existente e refino novo após as medidas de mitigação, respectivamente.
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. Figura 16 – Emissão de CO2 por refinaria
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. Figura 17 – Reduções estimadas de CO2 para o refino existente e refino novo
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GTL O cenário de baixo carbono considerou a tecnologia GTL. Outras tecnologias poderiam ter sido estudas,
mas o trabalho confrontou as opções tecnológicas e os processos de produção do syngas existentes às
condições de operação do ambiente offshore e selecionou a tecnologia GTL compacto, mais
especificamente a tecnologia microcanais de Reforma a Vapor de Metano (SMR). Conseqüentemente
optou-se basicamente pela produção de líquidos, o que permite a utilização da estrutura já existente para o
escoamento da produção de petróleo.
Os dados utilizados neste estudo precisam ser constantemente revisados. Em estudos futuros, além da
revisão dos dados utilizados, também deve ser considerada a perspectiva de aprendizagem e redução de
custos da tecnologia GTL. Essa redução envolve fatores como o aprendizado dos operadores e projetistas,
desenvolvimentos técnicos e economias de escala.
No cenário de baixo carbono foram utilizadas as premissas do PNE 2030. Neste caso, os resultados obtidos
são diferentes do exemplo aplicado às premissas de preço de robustez da Petrobras, porque as projeções de
preços de petróleo consideradas são diferentes para os dois casos. Ainda assim, valem as lições do
exemplo e suas análises de sensibilidade, especialmente no que se refere à sensibilidade dos custos ao valor
do investimento na planta GTL e à eficiência do flare.
É importante ressaltar que uma planta de 1.000 bpd, o que equivale a um consumo de aproximadamente
283.000 m³ de gás natural por dia, ou 103.295.000 m³ por ano, representa um projeto ou módulo. Segundo
o cenário para a produção doméstica de gás natural do PNE 2030, a parcela de reinjeção, consumo próprio
e/ou queima/perdas será de aproximadamente 105 milhões de m³ por dia de gás natural. Assim, o volume
de gás queimado para 2030 foi estimado em 9.581.250.000 m³ de gás natural. 86
Com os valores do consumo anual de gás natural por projeto GTL e da queima de gás natural associado,
estimou-se uma capacidade técnica de 93 plantas para o ano de 2030. No entanto, nem todo o gás queimado
poderá ser aproveitado, por razões técnicas, como, por exemplo, a dispersão das unidades offshore. A
Tabela 31 resume o potencial estimado para a instalação de projetos GTL utilizado neste estudo e a redução
do gás queimado para os respectivos anos. Note-se aqui também a proposição de uma evolução gradativa
da inserção de módulos GTL ao longo do cenário, a fim de possibilitar a aprendizagem tecnológica.
Tabela 31 - GTL Option for reducing Gas Flare
Operational capacity
(número de projetos de
1000 bpd de syncrude)
Avoided emissions
(MtCO2e/year)
2010
2015
2020
2025
2030
0
10
20
35
55
0
3,4
6,7
11,8
18,6
Os resultados obtidos para custo marginal de abatimento utilizando-se as taxas de desconto de 8%, que
representaria uma taxa de desconto “social” conforme sugerido em Szklo, Carneiro e Machado (2008) e a
taxa de 25%, que representa a visão da empresa, mostram que existe a necessidade de investimentos
diferenciados para os dois casos. Para uma taxa de 8%, que também foi a taxa adotada no PNE 2030, o
custo de abatimento é negativo, portanto o projeto GTL, neste caso, é um benefício. Os resultados obtidos
para os custos marginais de abatimento e para a redução total das emissões para o período analisado estão
resumidos na Tabela 32.
Tabela 32 - CO2 abatement cost
Abatement Cost
86
Emission Reduction
Na estimativa do gás queimado considerou-se que os percentuais de consumo próprio e de reinjecão se
mantém aproximadamente constantes e a variação seria dada pela redução ou aumento da parcela relativa
às queimas ou perdas de gás natural. Utilizou-se um percentual de 40% e consumo próprio de 35% (ANP
2008d). Portanto, 25% do dado agregado são relativos à queima de gás natural, o que equivale a
26.250.000 m³ por dia, ou 9.581.250.000 por ano. O valor utilizado está coerente com a estimativa da EPE
de 8,4 milhões de tep, ou 9.651.000.000 m³ no ano de 2030.
Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. (US$/tCO2e)
(MtCO2e)
8% discount rate
-4,4
128,1
25% discount rate
35,2
128,1
O investimento total estimado para o cenário de baixo carbono foi calculado para as taxas de 8% e 25% e
os resultados obtidos estão mostrados naTabela 33.
Tabela 33 - Additional Investments (2010-2030)
Investments Net Present Values (US$)
8%
25%
1.610.306.505
347.455.725
A tabela Tabela 34 mostra a descrição do mix ajustado proposto no cenário de baixo carbono para o GTL
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GTL
Capacidade
operacional
(número de
projetos de com
capacidade de
1.000 barris por
dia de
syncrude)
2010-2014
2015-2019
2020-2024
2025-2030
55
0
10
10
35
209.207.868
0
128.077.435
47.859.102
33.271.331
606.729.069
0
374.901.876
136.592.787
95.234.407
Diferença de
custo
(Baixo Carbono
- Referência)
397.521.201
0
246.824.441
88.733.685
61.963.076
Volume de
mitigação
(MtCO2)
128,1
0
16,9
33,7
77,5
Custo ajustado
no Cenário
Referência
(US$
million)
Custo ajustado
no Cenário
Baixo
Carbono
(US$
million)
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propostas
Tabela 35 - Tabela de síntese geral das opções propostas
Medidas
New
refineries
Benefício/Custo
US$ por t/CO2
(*)
58,3
Breakeven
price
US$ por
t/CO2
99,9
Improving
energy use
of existing
refinery
units
Heat
integration
Fouling
mitigation
Advanced
control
20,2
Políticas,
programas
existentes e
mecanismos
de
financiamento
Ganhadores
P&D/CT Petro
Consumidores
Centros de
Pesquisa
Petrobras
Governo
BNDES/
FINAME
Consumidor
Petrobras
Setores
Industriais
(que
pleiteiam
recursos do
FINAME)
CONPET
Consumidor
Governo
Petrobras
Petrobras
(Dependendo
do valor dos
recursos)
77,3
115,6
210,8
274,6
433,2
Consumidor
Petrobras
BNDES/
FINAME
Perdedores
GTL
-4,5
Centros de
Pesquisa
Governo
Uma das razões para o
elevado custo das
primeiras plantas é
precisamente
a
aprendizagem
relacionada com esta
nova tecnologia.
O investimento em
P&D é crucial
Petrobras
Petrobras
Governos
(Federal,
estadual e
municipal)
Consumidor
Metas
progressivas
Governo
(*) valores de benefício são negativos.
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Petrobras
Medidas
Superar B/I
Programas de
incentivo à
eficiência
energética de
refinarias
Investimentos
em P&D
Diferença considerável
entre as taxas de
desconto
utilizadas
pela iniciativa privada
na
indústria
do
petróleo e a taxa de
desconto utilizada pelo
Estado para comparar
investimentos
em
infra-estrutura.
O GTL offshore ainda
não é uma tecnologia
comercial.
Portanto,
terá que enfrentar
custos de transação
mais elevados e é uma
opção mitigação mais
arriscada.
35,2
Retirada
de
royalty para o
gás destinado
ao GTL
O nível de maturidade
de algumas tecnologias
consideradas no estudo
afeta negativamente a
percepção de risco dos
agentes privados.
Setores
Industriais
(que
pleiteiam
recursos do
FINAME)
Consumidores
P&D/CT Petro
Barreiras
Investimentos
em P&D
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Alternativas Tecnológicas Promissoras para refino
de petróleo
O terceiro e último eixo deste estudo envolveu a análise de alternativas promissoras de redução de emissão
de gases de efeito estufa no refino de petróleo, que ainda não estão disponíveis comercialmente ou para as
quais não é possível estimar custos de capital e operação – e, portanto, delas derivar custos marginais de
abatimento de emissões de gases de efeito estufa. É possível que algumas destas alternativas estejam
disponíveis comercialmente, no final do período de análise (2030), contudo uma análise mais conservadora
indicaria que seu uso mais intenso se daria após este período.
Substituição das colunas de destilação atmosférica e a vácuo Conforme antes mencionado, as colunas de destilação atmosférica e a vácuo são as unidades que mais
demandam calor, em termos absolutos, numa refinaria. Naturalmente, elas processam mais carga, e o seu
processo físico-químico, por definição, baseia-se no ordenamento das frações de petróleo, sendo, portanto
extremamente não-espontâneo (ou com grandes perdas exergéticas).
Assim, a grande dependência de refinarias por processos de separação físico-química, com baixos
rendimentos termodinâmicos, por definição, leva à necessidade de alternativas de separação menos energointensivas API (2000).
Uma possibilidade já avaliada neste documento é aumentar a integração energética na refinaria. No longo
prazo, porém, os desenvolvimentos se concentram na integração das diferentes colunas numa única (a
chamada Dividing-wall Column – DVW) e nos processos alternativos que combinam conversão e
destilação, num mesmo reator (a chamada destilação reativa). A substituição de colunas de destilação por
unidades de craqueamento também tem sido aventada API (2000).
Processos de craqueamento térmico Uma alternativa aos processos de separação primários de uma refinaria seria o craqueamento térmico
controlado, que separaria o cru em frações realizando, simultaneamente, o craqueamento de moléculas
pesadas. A operação controlada e o baixo tempo de residência da unidade levariam à separação primária,
também reduzindo o teor de contaminantes. Este último efeito também leva a benefícios de segunda ordem,
devido à redução de parte da necessidade de consumo de energia em HDT. Petrick e Pellegrino (1999)
estimam uma economia de energia de 65 MJ/barril processado. No caso de refinarias brasileiras que
consumiram cerca de 228.141 TJ em 2002, ou tiveram um consumo específico de 383 MJ/barril, esta
redução representaria 17% de economia de energia (Szklo e Schaeffer 2007).87 Contudo, a substituição
completa de colunas de destilação em refinarias existentes não é razoável nem provável no médio prazo,
sendo opção de elevadíssimo custo.
Destilação progressiva Trata-se da integração das colunas de destilação atmosférica e a vácuo, com economias de energia de quase
30% (Hydrocarbon Processing 2001; EIPPCB 2001). É a extrema troca de calor entre a destilação
atmosférica (topping) e a vácuo que reduz a demanda energética e, simultaneamente, evita o
87
O valor encontrado por Alsema (2001) para a média de refinarias holandesas foi 18%.
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. superaquecimento de frações leves. Trata-se novamente de opção para novas refinarias, mas não para as
existentes.
Dividing‐wall distillation A primeira aplicação comercial se deu no início dos anos 90 (Hallale 2001). A DWC pode levar a ganhos
de 30% nos custos energéticos, e apresentar menores custos de capital do que as colunas de separação
convencionais (Schultz et al. 2002). Companhias como Kellog Brown & Root, e UOP desenvolveram
conceitos de DWC, mas ainda é necessário mais desenvolvimento para sua aplicação em refinarias.
Destilação reativa Ao combinar a reação química com a separação num único reator, os custos de capital se reduzem e a
eficiência energética aumenta, através da melhor integração entre os processos (Hallale 2001). Vários
institutos de pesquisa e desenvolvedores de tecnologia têm buscado aplicações para este conceito. Novos
desenvolvimentos incluem o uso de estruturas monolíticas com catalisador (Babich e Moulijn 2003), que
reduzem as perdas de catalisador e a queda de pressão. A mais promissora aplicação para refinarias, como
ainda veremos neste texto, se dá na substituição de unidades convencionais de HDT.
Tecnologia de separação com uso de membranas Membranas representam tecnologias promissoras para purificação de hidrogênio em refinarias (Baker et al.
2000). Vários desenvolvedores e fabricantes, como Air Liquide, Air Products e UOP, têm focado neste
desenvolvimento. O teor de H2 da carga deve ser no mínimo igual a 25% para a recuperação com uso de
membranas ser viável, levando a recuperação entre 85 e 95% e pureza de 95% (Worrell e Galitsky 2004;
Worrell e Galitsky 2005).
O percentual mínimo recomendado por (Worrell e Galitsky 2004; Worrell e Galitsky 2005) sugere um
grande potencial se observadas as concentrações presentes nos gases de exaustão de diversos processos do
refino, conforme Tabela 36.
Tabela 36 – Concentração típica de hidrogênio em diferentes gases de exaustão
Fonte do gás de exaustão
Reformador de nafta
Hidroprocessamento
Alta pressão
Baixa pressão
FCC
Concentração típica de hidrogênio [%vol]
65-90
75-90
50-75
10-20
Fonte: Pacalowska et al. (1996) apud Grainger 2007.
Grainger (2007) simula e compara o uso de uma membrana CMSM (Carbon Molecular Sieve Membrane)
com uma membrana de poliamida em operação em 3 exaustões diferentes: no HDT de nafta, no HCC e nos
gases de exaustão da dessulfurização de gasóleo. Os resultados obtidos foram resumidos na Tabela 37.
Tabela 37 – Faixas simuladas de custo efetivo
EUR/kg H2
88
US$/kg H2
HDT de nafta
0,06 a 0,09
0,08 a 0,12
HCC
0,15 a 0,55
0,20 a 0,72
Desulfurização
0,09 a 0,14
0,12 a 0,18
Fonte: Pacalowska et al. (1996) apud Grainger 2007.
88
Câmbio aproximado de 1,00 EUR – 1,30 US$ (ADVFN 2008).
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. Para o uso no HDT, Grainger (2007) não identifica uma tecnologia como superior a outra, pois enquanto a
poliamida é mais robusta e oferece menos riscos, a CMSM produz um hidrogênio de elevadíssimo grau de
pureza.
Para uso no HCC, de modo a obter uma mesma pureza (cerca de 90%), foram necessários 2 estágios da
membrana de poliamida enquanto apenas 1 da CMSM. Mesmo assim seus custos são equivalentes. A
diferença fundamental ocorreu no consumo de energia, de 30 a 55 kJ/mol H2 no processo com poliamida e
25 a 40 kJ/mol H2 no processo CMSM.
Contudo, a tecnologia de membrana é a mais custo-efetiva apenas para baixas vazões mássicas de carga e
produto, no estágio atual de desenvolvimento. Assim, uma aplicação mais abrangente de membranas de
separação em refinarias ainda não é possível, portanto. Economias de energia que derivariam do seu uso
mais abrangente são, outrossim, incertas. Petrick e Pellegrino (1999) nem mencionam esta opção, por
exemplo. Para Worrell e Galitsky (2004) desenvolvimento ainda se mostra necessário.
Processos Alternativos de Tratamento de Diesel, QAV e Gasolina Os processos de hidrotratamento (HDS) vêm ganhando força nos parques de refino que atendem mercados
com especificações de combustíveis mais rigorosas. Um contaminante-chave para as especificações é o
enxofre. Os compostos de enxofre a serem removidos no hidrotratamento (mais especificamente, na
hidrodessulfurização) incluem as mercaptanas, os sulfetos, os tiofenos e os benzotiofenos (BTs).
Especificações mais rigorosas para o teor de enxofre dos combustíveis levam a que as refinarias invistam
em unidades de hidrodessulfurização severa ou busquem processos alternativos para a dessulfurização. A
hidrodessulfurização profunda tem dois grandes problemas, quando usada em correntes de gasolina:
1. Afeta a qualidade da gasolina (índice de octanagem), ao reduzir o seu teor de
olefinas.
2. Aumenta o consumo de energia da refinaria, o que leva a maiores custos
operacionais e também a maiores impactos ambientais da atividade de refino.
Processos alternativos de tratamento visam exatamente reduzir estes problemas. De fato, compostos
orgânicos de enxofre estão presentes em quase todas as frações do petróleo na saída da torre de destilação
(correntes straight-run). Frações de maior ponto de ebulição (ou maior temperatura de corte) contêm teores
relativamente maiores de enxofre e seus compostos de enxofre têm maior peso molecular. Há ainda
diferenças na reatividade dos compostos de enxofre, que afetam a eficiência e eficácia da sua remoção no
processo de hidrotratamento.
Especialmente, para a gasolina de FCC, a alta pressão do HDS severo promove a saturação de olefinas, o
que reduz a octanagem da gasolina. Adicionalmente, as temperaturas maiores do HDS severo também
aumentam a formação de coque e a desativação do catalisador do hidrotratamento – i.e., reduzem a vida útil
do catalisador, o que aumenta o custo operacional do refino. E, por fim, como antes discutimos, o HDS
severo aumenta o consumo de energia na refinaria.
Assim, em resposta aos problemas acarretados pelo HDS severo, processos alternativos de tratamento vêm
sendo propostos. Um foco de pesquisa é o desenvolvimento de catalisadores mais seletivos, ou que
reduzem a probabilidade de ocorrência de reações paralelas indesejadas no HDS. Outro foco é o
desenvolvimento de reatores avançados, que incluem também suportes especiais para os catalisadores.
Uma alternativa interessante é a combinação do processo de tratamento com outros processos, de forma a
garantir tanto a dessulfurização quanto a produção de combustíveis de elevada qualidade.
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. Processo ISAL O processo ISAL89, por exemplo, combina o HDS convencional (com uso de catalisadores à base de óxidos
de cobalto e molibdênio, em suporte de alumina) com reações de aumento da octanagem da gasolina. Um
dos problemas com este processo pode ser a perda de rendimento em gasolina devido ao craqueamento até
produtos ainda mais leves. Outra desvantagem diz respeito ao alto consumo de hidrogênio ainda requerido
para saturação de olefinas (Brunet et al. 2005). Assim, o processo ISAL per se não representa considerável
redução do consumo energia e das emissões de CO2. Ele ainda depende do HDS severo. Sua grande
vantagem e justificativa é a correção a jusante da octanagem da gasolina.
Processo OATS O processo OATS (Olefin Alkylation of Thiophenic Sulfur) aumenta o ponto de ebulição de compostos de
enxofre na gasolina através de reações de alquilação (catálise ácida) – Song (2003). Assim, compostos
menos reativos de enxofre tornam-se mais pesados e se concentram nas correntes de fundo da refinaria. Por
exemplo, a reação de alquilação do tiofeno e olefinas eleva o ponto de ebulição do primeiro de 86oC para
cerca de 250oC (Babich e Moulijn 2003), o que permite a sua separação da gasolina por simples destilação.
A reação é simples e ocorre sob condições moderadas (Zekai et al. 2006). Ela também tem pouca influência
sobre o índice de octanagem da gasolina (Brunet et al. 2005). Note-se que se trata de processo que elimina
a demanda por hidrogênio (não é mais necessário o HDS), o que reduz bastante a demanda de energia da
refinaria. O composto de enxofre, com maior peso molecular, é removido por simples destilação e
eventualmente pode ser adicionado a frações de gasóleo ou óleo combustível na refinaria.
Esta técnica de dessulfurização sem consumo de hidrogênio foi inventada pela BP em 1999 (Alexander et
al.), e ainda está na fase de desenvolvimento e teste. A BP construiu uma planta-piloto em pequena escala
para teste (Zekai et al. 2006).
Ademais, além do tiofeno, na gasolina existem diferentes derivados de tiofeno, como metil-tiofeno, dimetiltiofeno, etil-tiofeno, e assim por diante. Como estes derivados já possuem uma, duas ou mais cadeias
alquiladas, as reações de alquilação podem ter menor extensão.
Zekai et al. (2006) também destacam que no OATS duas reações paralelas ocorrem (ambas de alquilação):
a alquilação de aromáticos e a oligomerização. Ambas competem com a alquilação do tiofeno.
Aparentemente, o seu mecanismo é similar ao da alquilação do tiofeno, especialmente no caso da reação
para os aromáticos. Finalmente, ainda que a alquilação do tiofeno seja termodinamicamente favorecida,
relativamente às outras duas reações paralelas, a alta concentração de alcenos na gasolina pode favorecer a
oligomerização.
Processo de dessulfurização oxidativa (ODP) O processo ODP ocorre sob condições moderadas de temperatura e pressão - Sampanthar et al. (2006).
Como o processo OATS, a ODP não consome hidrogênio. Trata-se de um processo que se baseia na
oxidação de compostos orgânicos de enxofre, seguida da extração dos produtos da reação de oxidação,
através de simples destilação, extração por solvente, adsorção, etc.
A extração, técnica preferida, é possível, porquanto os compostos orgânicos de enxofre, ao serem oxidados,
formam compostos sulfônicos, mais polares. Estes compostos polares podem, destarte, ser extraídos do
diesel por extração líquido-líquido, com uso de solventes polares solúveis em água, como NMP, DMF,
DMSO (Sampanthar et al. 2006).
Oxidantes como peróxido de hidrogênio e ácido fórmico têm sido testados com sucesso (Zapata, Pedraza, e
Valenzuela 2005). O processo, ainda que em fase de desenvolvimento, é bem promissor para o diesel (Lü et
al. 2006), mas não para a gasolina, devido às reações competitivas de epoxidação de olefinas (Ali et al.
2006). Alguns estudos recomendam também o uso da técnica ODP conjugada ao HDS brando. O último
89
O nome da tecnologia vem de ‘isomerization’ e ‘Salazar’ (o seu inventor).
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. serve para reduzir o teor de enxofre do diesel de mais de mil ppm para centenas de ppm. A ODP vem em
seguida para a dessulfurização profunda do diesel (Ali et al. 2006).
Não existem ainda unidades ODP em operação comercial. Com efeito, esta técnica alternativa de
dessulfurização ainda está na fase de desenvolvimento, especialmente visando aprimorar o sistema
catalítico (Lü et al. 2006). Não obstante, o uso combinado de HDS e ODP é bem promissor, e resultaria em
economias de energia de cerca de 40%, para obtenção do diesel com baixíssimo teor de enxofre (ULSD –
Ultra Low Sulfur Diesel), relativamente ao gasto energético de unidades de HDS ultra-severo (Szklo e
Schaeffer 2007).
Dai et al. (2008) estudaram 4 processos de dessulfurização oxidativa e concluíram que o sistema com
reagente Fenton em conjunto com ultrasom é uma tecnologia promissora para a dessulfurização do diesel.
De acordo com suas pesquisas, o reagente Fenton aumenta a eficiência do processo, que ainda é melhorado,
por efeitos de sinergia, com a utilização de ultra-som. Portanto, se integrado ao HDS, o sistema pode
produzir diesel com baixo e/ou baixíssimo teor de enxofre de modo a atender às leis mais severas, sem
elevar o consumo de energia e hidrogênio das refinarias.
Dhir, Uppaluri, e Purkait (2009) apresentam a modelagem de um processo de dessulfurização oxidativa
com uso de H2O2 (com sistema catalítico suportado em tungstênio), baseado em dados experimentais
presentes na literatura e consideram que essa tecnologia possui um enorme potencial industrial.90 Apesar
de não apresentar custos de implementação, o estudo calcula um índice de custo (em U$/U$/barril) do
preço do tungstênio (material mais caro do catalisador) pelo preço do barril. Para uma conversão de 80% e
características médias do petróleo, o índice de preço seria aproximadamente:
US $

 1,8658
$index 

US $ / barril  preço
onde preço é o preço do barril em dólares.91
Como se percebe e os próprios autores apontam esse índice de custo de material ainda é significativamente
superior ao dos catalisadores utilizados no HDS convencional.
Destilação Catalítica (CD) A destilação catalítica evita a redução da octanagem da gasolina de FCC, ao adequar a severidade do
processo de HDS a cada componente da gasolina. A destilação catalítica ocorre em um único equipamento,
onde se dá tanto o fracionamento da gasolina de FCC e a dessulfurização de suas frações. Este processo
também consome menos energia, sendo severo apenas para as frações mais pesadas da gasolina.
A destilação catalítica ocorre num único reator, onde a nafta de FCC é fracionada em diferentes cortes que
são dessulfurizados, em condições adequadas à reatividade dos compostos de enxofre, neles, presentes.
Assim, CD combina separação (destilação) e HDS num mesmo processo (Brunet et al. 2005).92
Este processo foi desenvolvido pela CD Tech e já foi testado em diferentes refinarias no mundo, como
Irving St. John no Canadá, Motiva Port Arthur no Texas (Estados Unidos) e Pembroke Chevron-Texaco no
País de Gales.93 Assim, ao contrário de outras técnicas alternativas de dessulfurização, CD já é uma opção
quase comercial. Neste sentido, existem dados reais de eficiência de remoção de enxofre e uso de energia.
Por exemplo, EIPPCB (2001) registram a redução de 95% do enxofre na nafta de FCC (contendo 1.800
ppm) em refinarias européias. Performance equivalente é identificada por Peninger et al. (2001) em Port
Arthur no Texas, enquanto Song (2003) aponta uma eficiência média de remoção de enxofre de 92%. No
90
Para demais tecnologias promissoras, ver também Cedeño-Caero et al. (2008) e Liu et al. (2008).
Dhir, Uppaluri, e Purkait (2009) apresentam o índice de preço para o preço do barril de cru igual a
60US$, como esse preço está defasado, o presente trabalho apresenta o índice como uma função do preço.
92
Uma variação deste processo, que aumenta a sua eficiência, se baseia no uso de duas colunas, ao invés de
uma. Neste caso, há duas colunas de destilação (CDHydro para frações leves e CDHDS para frações
pesadas) - (Chunshan Song 2003). A primeira coluna (CDHydro process) remove, portanto, da nafta leve as
mercaptanas e as olefinas. A coluna seguinte (CDHDS) permite, por sua vez, ao refinador produzir a
gasolina com baixíssimo teor de enxofre, com alta confiabilidade (Reedy, Schwarz, e Dolan 2002).
93
Para maiores detalhes, vide Peninger et al. (2001), Gardner, Schwarz, e Rock (2001)Pennig (2001) e
Reedy, Schwarz, e Dolan (2002)
91
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. caso da refinaria de Pembroke no País de Gales, uma unidade CD está em operação desde 2002, reduzindo
o teor de enxofre de naftas de FCC de 2.800 ppm para 50 ppm (Reedy, Schwarz, e Dolan 2002).
A experiência também tem indicado que o ciclo dos catalisadores das unidades de CD é longo (cinco anos
de garantia) – Song (2003). Finalmente, a experiência comercial com esta alternativa indica que a perda de
octanagem da gasolina esteve sempre abaixo de 1% (Hagiwara 2001; Peninger et al. 2001), e a perda de
rendimento em gasolina foi nulal (Hagiwara 2001; Szklo e Schaeffer 2007).
Em termos de uso final de energia, para uma unidade com capacidade processamento de 30 kbpd e
custando 20 milhões de dólares, Hagiwara (2001) indicou um consumo de hidrogênio de 18 m3/m3, um
consumo de eletricidade de 3 kWh/m3, de vapor de 70 kg/m3 e de combustível para calor de processo de 5,3
kg/m3.
Assim, comparada às unidades de HDS severo da gasolina, que serão instaladas no Brasil no curto para
médio prazo, a planta CD pode reduzir o consumo de hidrogênio em 81% e economizar 52% da energia
direta e indireta que seria empregada no HDS de nafta de FCC (Szklo e Schaeffer 2007).
Biodessulfurização Finalmente, um conjunto de alternativas promissoras de dessulfurização de gasolina e diesel, em condições
moderadas de temperatura e pressão (portanto, com menor consumo final de energia), consiste na
biodessulfurização. Esta opção, porém, encontra-se ainda em fase de pesquisa e desenvolvimento (talvez,
ainda mais na pesquisa do que no desenvolvimento per se). A sua viabilidade econômica representaria uma
mudança radical no tratamento de derivados de petróleo. A estimativa de redução do uso final de energia –
e, portanto, de emissões de CO2 – relativamente à opção convencional de HDT, está na faixa de 70 a 80%
(Linquist e M. Pacheco 1999).94 Adicionalmente, mostra-se bastante elevada a seletividade das reações
bioquímicas, especialmente para compostos pouco reativos como o dibenzotiofeno – DBT – (Kilbane 2006;
Guobin et al. 2006; Wei Li et al. 2005). Por exemplo, microorganismos, tais como Rhodococcus
erythropolis e espécies correlates (IGTS8), removem enxofre de DBT sem degradar a estrutura molecular
do hidrocarboneto (Castorena et al. 2002)95. Em relação ao HDS convencional, o DOE (2003) prevê que
unidades de biodessulfurização atingiriam apenas no longo prazo reduções de custo de capital de 50% e de
custo operacional de 15 a 25%. Operações em condições moderadas explicam, em grande medida, esta
redução, mas também é relevante o fato que a biodessulfurização gera produtos não tóxicos, eliminam a
necessidade, por exemplo, que há com HDS, de processamento do ácido sulfídrico (H2S).
Entretanto, ainda é necessário maior investimento e sucesso na pesquisa do mecanismo de reação do
biocatalisadores, incluindo métodos para controlar sua atividade e seletividade e reduzir seus custos.
Biocatalisadores para dessulfurização são normalmente obtidos na cultura de espécies de bactéria em meios
com DBT como a única fonte de enxofre (Wei Li et al. 2005). Como destacado por Ma et al. (2006),
atualmente, não há ainda método adequado e econômico para preparação em grande escala de
biocatalisadores, paradoxalmente devido ao elevado custo do DBT.96
Yang et al. (2008) desenvolveram um novo procedimento, baseado no uso de duas-camadas e bioreatores
contínuos, que resultou em um aprimoramento da manutenção da bio-atividade para a biodesulfurização.
Com isso, conseguiram uma remoção de 1500 ppm de 250 ml de diesel em 5 dias. Com seu trabalho,
portanto, demonstraram que além da melhoria da bio-catálise, a configuração do reator, os processos e a
engenharia desempenham um importante papel na biodessulfurização e merecem mais estudos.
Adicionalmente, a demanda por água das células requer a criação de um sistema de biodessulfurização com
duas fases, sendo especialmente necessária a etapa de quebra das emulsões entre água e hidrocarbonetos, ao
final do sistema (Van Hamme, Singh, e O.P. Ward 2003). Assim, o projeto de um bioreactor em duas
fases, acoplado a um sistema separação água-óleo (quebra de emulsões), que seja custo-efetivo, ainda
94
Alsema (2001) estimou um potencial de conservação de energia similar, apresentando um consumo
específico de energia para biodessulfurização 300 MJ/b.
95
Mohebali et al. (2007) apresentam uma outra espécie de bactéria, Gordonia alkanivorans RIPI90A, que
também teria grande potencial para a biocatálise do diesel.
96
Ver também estudo comparativo (Ma et al. 2006) de diferentes métodos de biocatálises quanto à
densidade celular, à atividade de dessulfurização, custo do enxofre e percentual de redução de enxofre do
óleo diesel.
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. constitui desafio adicional. Alternativas têm sido propostas, por exemplo, buscando acoplar todos os
sistemas num único vaso reacional com vários estágios (Van Hamme, Singh, e O.P. Ward 2003; Monticello
1998). Mas, não existe ainda uma solução comercial para o problema.
Em suma, a biodessulfurização apresenta perspectivas bem promissoras no longo prazo, para remoção de
enxofre sem demanda de hidrogênio e com consumo adicional de energia reduzido (Kilbane 2006).
Contudo, apesar de progresso considerável na pesquisa associada ao tema nos últimos anos, a sua aplicação
comercial ainda está distante (Guobin et al. 2006). A tecnologia ainda não ultrapassou a fase de teste em
laboratório (Kilbane 2006). Aspectos críticos incluem o custo e a especificidade dos biocatalisadores,97 o
projeto dos reatores e a separação óleo-água. Finalmente, para que ocorra uma aplicação abrangente desta
opção, na escala do refino mundial, será mister também superar o fato de que a biodessulfurização ainda
não obteve sucesso com compostos bastante alquilados (Guobin et al. 2006). Como a composição dos
compostos orgânicos de enxofre nos derivados de petróleo varia bastante, a biodessulfurização ainda não
fornece o nível de confiabilidade requerido por plantas industriais (Kilbane 2006).
Aplicação de energia nuclear para geração de H2, calor e eletricidade em refinarias de petróleo Aproximadamente 5% do gás natural consumido nos EUA são destinados à produção de H2, cuja maior
parte é utilizada para processos químicos e de refino (Forsberg e Peddicord 2001). Na refinaria, esse
hidrogênio é usado para (Forsberg e Peddicord 2001):

Produção de óleos mais leves a partir de uma carga de petróleo mais pesada; 
Redução da toxicidade e mesmo estabilização de produtos intermediários (por exemplo, na conversão do benzeno); 
Remoção de enxofre (para atender às legislações mais exigentes). Alguns fatores indicam um possível aumento da demanda por H2 em relação ao número de barris
processados (Alexandre Szklo e Roberto Schaeffer 2007):

Como apresentado neste documento, as leis mais severas quanto aos percentuais de enxofre nos derivados têm aumentado a demanda por H2 para remoção do enxofre menos reativo; 
O aumento da proporção no mercado de petróleos pesados e extra‐pesados e em sua maioria azedos. Que demandam hidrogênio tanto para remoção de enxofre quanto para processos para obtenção de maiores parcelas de derivados leves a partir desses crus menos nobres. Aliada a esse aumento da demanda está a questão das mudanças climáticas globais, pois países com metas
de redução de emissão de gases de efeito estufa, ao usarem maiores quantidades de gás natural para
obtenção do gás hidrogênio, enfrentarão maiores dificuldades para atingir suas metas. Portanto, uma das
possíveis soluções seria o uso de reatores nucleares em refinarias.
97
Por exemplo, a atividade dos biocatalisadores deveria aumentar 500 vezes (Kilbane 2006).
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. A economicidade da produção de H2 depende da eficiência do método utilizado. Entende-se por eficiência a
energia do H2 produzido dividida pela energia gasta para produzi-lo, cerca de 50 a 60%.98 Entretanto, para
que tais eficiências sejam atingidas a baixo custo, faz-se necessário o uso de altas temperaturas (entre 800 a
1000°C) (Miyamoto et al. 1998).
Ainda não existem estimativas de custo, mas segundo Forsberg e Peddicord (2001) o hidrogênio
proveniente de instalações nucleares pode tornar-se economicamente competitivo com o gás natural ao
mesmo tempo ou até mesmo antes de a eletricidade gerada por reatores nucleares ser compatível em custo
com a proveniente de gás natural.
Captura e Armazenamento Geológico de CO2 (CCGS)99 As refinarias, por serem grandes fontes estacionárias emissoras de gases do Efeito Estufa, tornam-se fontes
potenciais para implementação de tecnologias para a mitigação dessas emissões. O Seqüestro Geológico de
CO2 pode ser uma opção promissora para a mitigação das emissões de CO2 provenientes das refinarias.
Como dito anteriormente, as refinarias possuem diferentes níveis de complexidade, ou seja, possuem
diferentes unidades de processamento que emitem quantidades e concentrações diferentes de gases. Sendo
assim, para realizar a captura e armazenamento geológico do CO2, primeiramente, as quantidades e
concentrações de dióxido de carbono emitidos nas unidades de processamento devem ser analisadas. Sabese, porém, que não é possível capturar e armazenar a totalidade das emissões de CO2 em uma refinaria, pois
as emissões são muito dispersas.
Devido às condições técnicas e econômicas, as principais unidades de processamento em que plantas de
captura de CO2 poderiam ser instaladas são as unidades de Destilação Atmosférica e as Unidades de
Craqueamento Catalítico Fluido. As emissões nessas unidades representam grande parcela das emissões
totais de CO2 das refinarias além de se tratar das unidades com maior emissão de CO2 concentrada em
exausto. As emissões das unidades DA e FCC representaram cerca de 58% das emissões totais da refinaria
no ano de 2007 e estima-se que em 2015 representarão cerca de 37% das emissões totais. Existem algumas
opções para realizar a captura de CO2 nessas unidades:
1. Instalação de uma planta captura utilizando a tecnologia de pós-combustão nas
Unidades de Destilação Atmosférica e FCC. As emissões provenientes da torre de
destilação atmosférica (CO, NOx, SOx, hidrocarbonetos e particulados) e da
unidade de FCC (CO, SOx, NOx, particulados) seriam coletadas e o CO2 separado
através de técnicas de separação como absorção química ou membranas.
2. Instalação de uma planta de captura utilizando a tecnologia de oxicombustão
(oxy-fuel) que utiliza oxigênio ao invés de ar para fazer a queima e assim capturar
o gás. Neste processo, primeiro o oxigênio (O2) é separado do ar em uma planta
de separação do ar. A reação do combustível vai ocorrer na presença de O2 e CO2
fazendo com que o gás resultante possua alta concentração de CO2, não possuindo
N2. Além disso, são removidos materiais particulados e compostos de enxofre. A
98
Para maiores detalhes sobre diferentes processos e suas eficiências, ver Brown (2002).
Carbon Capture and Geologic Storage. Captura e armazenamento geológico devido às opções escolhidas
para armazenamento que são formações geológicas. Existe outra forma de seqüestro de CO2 como o
seqüestro indireto que se caracteriza pela reabsorção do co2 na biomassa através do processo de
fotossíntese
99
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. concentração de CO2 neste gás é aproximadamente 90% por unidade de volume, o
que permite processos de menor custo para captura.
Contudo, o que se economiza no processo de captura, em parte ou mesmo totalmente pode ser despendido
na unidade de separação do ar. Uma expectativa, neste caso, é o processo de separação por membranas
cerâmicas. A Figura 18 mostra um esquema da tecnologia de oxi-combustão, onde o reciclo de CO2
controla a temperatura de queima, fundamentalmente.
Figura 18 - Esquema da tecnologia de oxi-combustão
Fonte: Figueroa et al. (2008)
Outra opção de combustão com o O2 é o Looping Químico ou “Chemical Looping”. A idéia principal é
separar a combustão dos hidrocarbonetos em reações de oxidação e redução. Para isso deve ser introduzido
um óxido metálico adequado para levar o oxigênio a circular entre os dois reatores, como mostra a Figura
19.
Figura 19 – Esquema do Looping Químico
Fonte: Metz et al. (2007).
A separação do oxigênio do ar não necessita de uma planta específica, pois o oxigênio é transferido do ar
para o reator de combustão através de um óxido metálico (reação de oxidação, extremamente exotérmica).
O princípio do Looping Químico pode ser implementado em turbinas a gás ou em turbinas a vapor. A
vantagem do Looping Químico para separar CO2 é que, ao reagir o combustível com apenas oxigênio, o
exausto possuirá alta concentração de CO2 (Metz et al. 2007).
Nestas opções de captura através da queima do combustível com oxigênio não são necessárias a instalação
de equipamentos de controle de NOx. O gás, então, pode ser comprimido e transportado diretamente para
um local de armazenamento seguro reduzindo, inclusive, os custos totais (Yang et al. 2008).
Além da instalação de plantas de captura nas unidades da refinaria citadas anteriormente, poderia ser feita a
instalação de uma Planta de Gaseificação com turbina de Ciclo Combinado (IGCC), mostrada na Figura 20
-, na refinaria para gerar energia elétrica e produzir de H2 que serão consumidos na própria refinaria
(Descamps, Bouallou, e Kanniche 2008). No processo de gaseificação, o CO2 é separado através da
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. tecnologia de captura de pré-combustão100. O coque101 proveniente da refinaria pode ser gasificado. Após
esse processo o enxofre é removido e o gás de síntese é basicamente formado por monóxido de carbono e
hidrogênio. O monóxido de carbono é, então, convertido para dióxido de carbono na unidade de “Shift
Conversion” para seguir para a unidade de separação utilizando, por exemplo, o método de absorção física
com metanol. Existem alguns outros métodos para realizar a separação, mas estudos mostram que a
absorção física é amplamente utilizada e, portanto um método bem conhecido (Yang et al. 2008).
Figura 20 - Planta de Gaseificação com turbina de Ciclo Combinado
Fonte: Stiegel e Maxwell (2001).
A vantagem de capturar e separar o CO2 numa planta de gaseificação é que o gás possuirá alta concentração
de CO2 fazendo com que possa ser comprimido e transportado diretamente para um local de
armazenamento.
Por outro lado, uma planta de gaseificação com sistema de captura de CO2 diminui sua eficiência102 já que
vão ocorrer gastos extras de energia devido às unidades auxiliares instaladas para realizar a captura. As
unidades auxiliares extras necessárias para captura são: uma unidade de “shift conversion” para converter
CO em CO2 e uma unidade de separação e compressão de dióxido de carbono.
A gaseificação para ser uma tecnologia competitiva deve possuir uma eficiência térmica maior do que 60%;
deve emitir pouco ou nenhum óxido de nitrogênio e/ou óxido de enxofre; deve produzir grande variedade
de produtos com alto valor de mercado além de seqüestrar CO2. Esta parece ser a única tecnologia que
possui o potencial de atingir todas essas metas simultaneamente (Stiegel e Maxwell 2001). Porém, ainda é
100
A separação é feita antes da queima.
O aproveitamento do coque seria uma boa opção já que é um produto de baixo valor de mercado e que
necessita de um fim. Além disso, há outras vantagens de converter o coque verde, como não o ter que
dispor como resíduo em um aterro sanitário e com isso economizar o custo de transporte e de disposição
final e produzir H2 já que a demanda por H2 em uma refinaria é grande e utilizando o coque verde
economizar-se-ia com gastos em gás natural além dos gastos com a disposição final dos resíduos (Szklo e
Schaeffer 2006).
102
Comparando-se as eficiências de uma planta com e sem o sistema de captura de CO2 pode-se perceber
uma redução de até 12% (Stiegel e Maxwell 2001).
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. uma tecnologia muito cara será visto mais adiante. A Figura 21 ilustra os desafios tecnológicos no
processo de gaseificação.
Figura 21 - Desafios tecnológicos no processo de gaseificação
Fonte: Stiegel e Maxwell (2001).
Não obstante, a hipótese de implantar uma unidade de gaseificação de coque em uma refinaria pode
aumentar a receita da refinaria em até 55% como no caso estudado da REGAP (Szklo et al. 2007). Isso
ocorre, pois o excedente de energia elétrica produzida pode ser vendido para a rede e o resultado
operacional médio deve elevar-se devido à redução do consumo de gás natural. Portanto, pode-se dizer que
o Seqüestro Geológico de Carbono, do ponto de vista tecnológico, é uma opção viável para reduzir as
emissões de CO2 provenientes das refinarias. Porém, seus custos, que ainda são muito altos, tornam as
tecnologias aqui apresentadas opções para o longo prazo.
Após ser feita a captura na planta de IGCC, o CO2, deve ser comprimido para ser transportado para alguma
formação geológica disponível para seu armazenamento. O gás deve estar em condições supercríticas103.
O transporte deve ser feito por carbodutos (tubulações para transporte de gás). Existem algumas opções
possíveis para o armazenamento geológico do dióxido de carbono proveniente de refinarias:
1. Poços depletados de Petróleo e Gás e poços maduros em que deve ocorrer a
Recuperação Avançada de Petróleo (EOR) e Gás
2. Aqüíferos Salinos profundos
3. Camadas de Carvão (ECBM)
A primeira opção parece ser a mais viável do ponto de vista técnico, pois a recuperação de petróleo e gás é
um procedimento conhecido e realizado há anos. Do ponto de vista econômico a recuperação de petróleo e
gás também é viável já que gera um retorno financeiro devido à produção extra de óleo e gás. Além disso,
103
Temperatura de 37ºC e pressão de 150 bar (Descamps, Bouallou, e Kanniche 2008).
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. se as refinarias estiverem localizadas próximas aos poços de exploração, os custos relacionados ao
transporte do CO2 seriam minimizados (Phillips 2002).
Um projeto de captura de CO2 da Petrobras em escala de demonstração será testado na Unidade de
Industrialização de Xisto em São Mateus do Sul (PR). O projeto capturará o dióxido de carbono
proveniente da unidade de FCC (Petrobras 2008).
No processo de craqueamento catalítico, as frações de destilação de petróleo mais pesadas são quebradas
em moléculas menores pela ação de partículas de catalisador, gerando produtos como gasolina e GLP.
Esse processo ocorre dentro de um conversor que gera acúmulo de coque na superfície do catalisador.
Como o coque desativa o catalisador, é preciso queimá-lo para recuperar a atividade do equipamento. A
queima é feita com injeção de ar, o que gera um exausto que contém de 10 a 15 % de CO2 (Petrobras 2008).
A tecnologia adotada pela Petrobras para captura do CO2, a oxicombustão, apresentou o potencial de
redução de custo de 50% em relação à tecnologia tradicional - ou seja, espera-se que a queima do coque
com oxigênio leve à redução de custo em relação à queima do coque com ar. A captura de CO2 nas
refinarias pode reduzir as emissões em até 37% (Petrobras 2008).
Essa redução esperada nas emissões totais das refinarias condiz com a idéia de capturar basicamente as
emissões de FCC ou de DA, se não houver gaseificação na refinaria. Ou seja, confirma que as emissões
provenientes dessas unidades representam de fato grande parcela das emissões totais. Parte do CO2
capturado poderá ser usada para a recuperação avançada de petróleo, além de poder ser aplicado na
produção de uréia. Em médio ou longo prazo, o CO2 capturado poderá ser usado na produção de
microalgas, que, por sua vez, podem ser utilizadas na produção de gasóleos (Petrobras 2008).
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. ANEXO 2 - Glossário de Refino
API – grau API – classificação do American Petroleum Institute, mais adotada atualmente, para classificar
o petróleo de acordo com a sua densidade volumétrica, ou seja, de acordo com o seu grau API.
CCS - Captura e Seqüestro de Carbono
CO - Monóxido de carbono
CO2 – Dióxido de Carbono
COMPERJ - Complexo Petroquímico
COMPERJ - Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro
COVs - Compostos orgânicos voláteis
DA - Destilação Atmosférica
DV - Destilação a Vácuo
EPE - Empresa de Pesquisa Energética
FCC - Unidade de Craqueamento Catalítico
GEE - Gases de Efeito Estufa
GTL – Gas-to-liquids
H2S - ácido sulfídrico
IFP - Instituto Francês de Petróleo
LUBNOR - Lubrificantes do Nordeste
NH3 - Amônia
NOx - Óxido de Nitrogênio
ODP - Processo de Dessulfurização Oxidativa
P&D – Pesquisa e desenvolvimento
PDVSA - Petróleos de Venezuela SA
PL - Programação Linear
PNE - Plano Nacional de Energia
ppm – Partes por milhão
RECAP - Refinaria de Capuava
REDUC - Refinaria Duque de Caxias
REFAP - Refinaria Alberto Pasqualini
REGAP - Refinaria Gabriel Passos
REMAN - Refinaria de Manaus
RENEST - Refinaria Abreu e Lima
RENEST - Refinaria Abreu e Lima
REPAR - Presidente Getúlio Vargas
REPLAN - Refinaria de Paulínia
REVAP - Refinaria Henrique Lage
RLAM - Refinaria Landulpho Alves
ULSD - Ultra Low Sulphur Diesel
UPB - Unidade de Petroquímicos Básicos
UPB - Unidade de Petroquímicos Básicos Refinaria Presidente Bernardes - RPBC
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Please note: part of the data may have been changed between the original reports submitted and the final comprehensive analysis for the Main Report. Por favor note: parte dos dados podêm ter sido modificados entre os relatórios originais e a análise final para o Relatório Principal. ANEXO 3 - Glossário de GTL
ACV - Análise de Ciclo de Vida
BNDES - Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social
BNDESPAR - BNDES Participações
bpd – Barris por Dia
CH4 – Metano
CNG - Compressed natural gas
CO – Monóxido de Carbono
CO2e – CO2 equivalente
FCC - Unidade de Craqueamento Catalítico
FINAME - Agência Especial de Financiamento Industrial
FNDCT - Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico
FT - Fischer-Tropsch
GEE - Gases de Efeito Estufa
GGFR - Global Gas Flaring Reduction
GN – Gás Natural
GNL - Gás natural liquefeito
GTL - Gas-to-liquids
GTS - Gas-to-solids
GTW - Gas-to-wire
GWP - Global Warming Potential
H2 – Hidrogênio
HCC –Hidrocraqueamento
HCC - Hidrocraqueamento Catalítico
HDN - Hidrodesnitrogenação
HDO - Hidrodeoxigenação
HDS - Hidrodessulfurização
HDT - Hidrotratamento
HT-FT - High-temperature Fischer-Tropsch
LCO - Light FCC Cycle Oil
LT-FT - Low-temperature Fischer-Tropsch
O&M - Operação e Manutenção
P&D – Pesquisa e Desenvolvimento
POAG - Plano de Otimização do Aproveitamento de Gás
PPM – Partes por Milhão
PQZ - Plano de Queima Zero
REDUC – Refinaria Duque de Caxias
S50 – 50 Partes por Milhão de Enxofre
SMR – Steam Methane Reformer - Reforma a Vapor de Metano
UDA - Unidade de Destilação Atmosférica
ULSD - Ultra Low Sulfur Diesel
WTI – West Texas Intermediate
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PRODUÇÃO COMBUSTÍVEIS FÓSSEIS

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